Фонтанная арматура и схема ее обвязки

Фонтанная арматура устанавливается на верхний фланец колонной обвязки.

На скважинах нефтяных и газовых промыслов страны применяются, в основном, арматуры ГОСТ 13846-89 и ГОСТ 13846-84.

Основные функции фонтанной арматуры:

— герметизация устья скважины;

— управление, контроль и регулирование технологического режима эксплуатации (работы) скважины;

— направление продукции скважины через манифольд в систему сбора и подготовки нефти и газа;

— полное закрытие или глушение скважины;

— обеспечение подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб (НКТ);

— обеспечение спуска в скважину приборов, устройств, оборудования;

— обеспечение закачки в скважину рабочих агентов для воздействия на пласт или призабойную зону пласта и других специальных веществ.

Билет 21

Билет 21

Билет 21

Фонтанная арматура (ГОСТ 13846-89) классифицируется :

 по рабочему давлению от 14 до 140 МПа;

 по размерам проходного сечения ствола от 50 до 150 мм;

 по числу спускаемых в скважину рядов насосно-компрессорных труб на однорядные и двухрядные;

 по типу запорных устройств с задвижками или с кранами;

 по конструкции фонтанной елки на крестовые и тройниковые.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки (трубной головки) и фонтанной елки

Трубная обвязка предназначена:

для подвески колонн насосно-компрессорных труб;

для герметизации пространства между обсадной эксплуатационной колонной и НКТ (затрубное пространство);

для промывки и закачки в скважину рабочих агентов и других веществ;

для контроля давления в затрубном пространстве;

для установки фонтанной елки.

Трубную обвязку изготавливают для подвески одного или двух рядов НКТ.

Она состоит из крестовины с двумя боковыми отводами и трубной подвески. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются либо на муфте , либо на резьбе. В первом случае на крестовину 1 устанавливается муфтовая подвеска 4. Во втором случае на крестовину 1 устанавливается стволовая катушка 5 и на переводник или патрубок 3 подвешивается один ряд НКТ.

На одном из боковых отводов крестовины трубной обвязки устанавливается манометр 2 для контроля давления в затрубном пространстве.

Если в скважину спускается два ряда НКТ, то на крестовину 1 трубной обвязки устанавливается тройник 2.

На верхний фланец трубной обвязки устанавливается фонтанная елка.

Фонтанная елка предназначена:

для направления потока продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

для регулирования технологического режима эксплуатации скважины;

для обеспечения спуска в скважину приборов;

для закрытия скважины;

для контроля давления на устье (на буфере) скважины

Сверху елка заканчивается колпаком (буфером).

В тройниковой конструкции предусматриваются две выкидные линии: — верхняя (рабочая); — нижняя (запасная).

В крестовой конструкции имеется два боковых отвода: — запасной; — рабочий.

Запасные линии открывают только в случае необходимости устранения каких-либо неполадок в работе рабочей линии (смена дросселя, коррозионное разрушение и т.п.).

Схему и число выкидных линий фонтанной елки выбирают в зависимости от характеристики скважины. Чаще всего для фонтанных скважин применяют елки тройникового типа с двумя выкидными линиями. Фонтанные елки с одной выкидной линией обычно применяют для скважин с небольшим устьевым давлением (до 14 МПа) без абразивных частиц в продукции.

Билет 22

Билет 22

8 Физические свойства пластовых нефтей
Рассмотрим основные физические свойства нефти.
1-Плотность — отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м 3 . Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу).
2- Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па с), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м 2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей – мПа с. Так, пресная вода при температуре 20 имеет вязкость 1 мПа с, а большинство нефтей, добываемых в России, – от 1 до 10 мПа с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа с и несколько тысяч мПа с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа, ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2 4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м 2 /с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20 .
3-Испаряемость. нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.
4-Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти колеблются в пределах 0,4 14,0 ГПа -1 , коэффициент определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50 60 %). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом . Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом .

Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.
Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти И, т. е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями: %.

5-Газосодержание– важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.
6-Газовый фактор – отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м 3 ), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 , к количеству добытой за то же время нефти (в т или м 3 ) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м 3 /т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.
Газосодержание (газонасыщеннность) S пластовой нефти равно объему растворенного газа Vr (в стандартных условия*), содержащегося в единице объема пластовой нефти VnH: S = Vr/VnH (м3/м3или м3/т)
Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пла­стовой нефти при определенном давлении и температуре, называется растворимостью газа J.
Коэффициентом разгазирования нефтиназывается количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.
Промысловым газовым фактором Гназывается количество добытого газа в м3, прихо­дящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Если при разработке газ в пласте не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, т.к. в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.
Давлением насыщения пластовой нефтиназывается давление, при котором из нее начинает выделяться газ. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.
Сжимаемость нефти обусловлена тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упруго­стью, которая характеризуется коэффициентом сжимаемости βн: βн =(1/V)(dV/dP), где: V – исходный объем нефти; dV – изменение объема нефти, dP – изменение давления.

Размерность βн – 1/Па.

Коэффициент сжимаемостиβнхарактеризует относительное изменение объема не­фти при изменении давления на единицу. В основном βн = (1 -5)-10′3 МП а1.
Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в плас­товых условиях 1 м3 дегазированной нефти:
н

пл.н/^дег" Рн’Р плн.; где: Vn/1H – объем нефти в пластовых условиях; V – объем того же количества нефти

после дегазации при атмосферном давлении и t = 2Q’C; р н – плотность нефти в пластовых условиях; рн- плотность нефти в стандартных условиях. Наиболее характерная величина Ьн 1,2-1,8, но может достигать 2-3 единиц.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку нефти», т.е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U = (bH-1)/bH-1OO.
Изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхност­ным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента: Q= 1/Ь = УДЕГ/Л/плн = рплнуРн.

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

К запорным устройствам относятся задвижки и краны для перекрытия или открывания каналов арматуры и манифольда, к регулирующим — сменные штуцеры и вентили для изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);
схеме исполнения (восемь схем);
числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);
конструкции запорных устройств (задвижки и краны);
размерам проходного сечения по стволу (50. 150 мм) и боковым отводам (50. 100 мм).

Крестовая арматура а) применяется для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 Мпа. Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстро их заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на двухрядный подъемник, в последнем случае используется другая трубная головка.

Тройниковая арматура б) применяется для скважин содержащих абразив. Трубная головка, кроме крестовины 1, имеет тройник 2, что позволяет нести два ряда НКТ. На арматуре, рассчитанной на большое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две задвижки. Это обусловлено большей надежностью примененных задвижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине, т.е. без ее остановки.

Устье нефтяной скважины — это соединение обсадной трубы с противовыбросовым устройством или с фонтанной арматурой, несъемное устройство, которое крепится болтами или приваривается к направляющей трубе или кондуктору.

Фонтанная арматура (а. Christmas tree; н. Eruptionskreuz, Eruptionsarmatur; ф. tete d’eruption, tete d’eсоulement, "arbre de Noel"; и. armadura de surtidores) — комплект устройств, монтируемый на устье нефтяной скважины, для его герметизации, подвески лифтовых колонн, контроля и управления потоками продукции скважины, проведения необходимых технологических операций, перекрытия потока рабочей среды.

ГОСТ 13846-89
(СТ СЭВ 4354-83)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДAPT СОЮЗА ССР

АРМАТУРА ФОНТАННАЯ И НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ

Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

Gush and injection well equipment.
Standard schemes, basic parameters and technical requirements for construction

ОКП 36 6513, 36 6514, 36 6666

Срок действия с 01.01.90
до 01.01.95*
_______________________________
* Ограничение срока действия снято
по протоколу N 4-93 Межгосударственного Совета
по стандартизации, метрологии и сертификации
(ИУС N 4, 1994 год). — Примечание "КОДЕКС".

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством химического и нефтяного машиностроения СССР

ИСПОЛНИТЕЛИ

Р.Д.Джабаров, канд. техн. наук; А.Г.Дозорцев, канд. техн. наук (руководитель темы); Т.К.Велиев, канд. техн. наук (руководитель темы); С.М.Осипова; Л.Г.Шаронова

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 24.02.89 N 332

3. Срок проверки — 01.10.93.

Периодичность проверки — 5 лет.

4. Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 4354-83

5. ВЗАМЕН ГОСТ 13846-84

Настоящий стандарт распространяется на устьевую фонтанную и нагнетательную арматуру, состоящую из устьевой елки и трубной обвязки, независимо от области применения по климатическому району и рабочей среде.

Настоящий стандарт не распространяется на устьевую арматуру с параллельным подвешиванием скважинных трубопроводов; для добычи или нагнетания теплоносителя, а также устанавливаемую на скважины с подводным расположением устья.

1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1.1. Типовые схемы фонтанных елок должны соответствовать приведенным на черт.1, нагнетательных елок — на черт.2.

Черт.1. Типовые схемы фонтанных елок

Типовые схемы фонтанных елок

1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец; 7 — крестовина

Черт.2. Типовые схемы нагнетательных елок

Типовые схемы нагнетательных елок

1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством;5 — обратный клапан; 6 — ответный фланец; 7 — крестовина

1.2. Типовые схемы трубных обвязок фонтанных и нагнетательных арматур должны соответствовать приведенным на черт.3.

Черт.3. Типовые схемы трубных обвязок фонтанных и нагнетательных арматур

Типовые схемы трубных обвязок фонтанных арматур

1 — ответный фланец; 2 — запорное устройство; 3 — трубная головка; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — быстросборное соединение

1.3. Типовые схемы устьевых арматур должны составляться сочетанием типовых схем устьевых елок с трубными обвязками.

Примеры типовых схем фонтанных арматур приведены на черт.4, нагнетательных арматур — на черт.5

Черт.4. Схемы фонтанных арматур

1 — фонтанная елка (черт.1); 2 — трубная обвязка (черт.3)

Черт.5. Схемы нагнетательных арматур

1 — нагнетательная елка (черт.2); 2 — трубная обвязка (черт.3)

1.4. Основные параметры фонтанных арматур должны соответствовать указанным в табл.1.

Условный проход, мм

Рабочее давление, МПа

боковых отводов елки

боковых отводов трубной головки

14, 21, 35, 70, 105

14, 21, 35, 70, 105, 140

1.5. Основные параметры нагнетательных арматур должны соответствовать указанным в табл.2.

Условный проход, мм

Рабочее давление, МПа

боковых отводов елки

боковых отводов трубной головки

1.6. Условные обозначения устьевых елок и арматур должны состоять из наименования, шифра, построенного по схеме приложения 1, и обозначения нормативно-технического документа на поставку.

Примеры условных обозначений

Фонтанной арматуры с подвешиванием скважинного трубопровода в трубной головке, с фонтанной елкой по типовой схеме 6, с автоматическим управлением, с условным проходом ствола 80 мм и боковых отводов 65 мм, на рабочее давление 70 МПа:

Арматура фонтанная АФ6А-80/65х70 ГОСТ 13846-89

Елки с подвешиванием скважинного трубопровода в переводнике к трубной головке (катушке-трубодержателе), выполненной по типовой схеме 2, с ручным управлением, с условным проходом ствола 65 мм, боковых отводов 50 мм, на рабочее давление 35 МПа, коррозионностойкого исполнения К2:

Елка фонтанная ЕФК2-65/50х35К2 ГОСТ 13846-89

Нагнетательной арматуры с подвешиванием скважинного трубопровода в переводнике к трубной головке, выполненной по типовой схеме 1, с ручным управлением, с условным проходом ствола и боковых отводов 65 мм, на рабочее давление 21 МПа:

Арматура нагнетательная АНК1-65х21 ГОСТ 13846-89

То же, с двумя трубными головками по черт.4б:

Арматура нагнетательная AHK1a-65х21 ГОСТ 13846-89

Нагнетательной елки с теми же параметрами и назначением:

Елка нагнетательная ЕНК1-65х21 ГОСТ 13846-89

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ

2.1. Условные проходы присоединительных фланцев устьевых арматур приведены в приложении 2.

2.2. Конструкция устьевой арматуры должна обеспечивать полную герметичность по отношению к окружающей среде.

2.3. Конструкция корпусных деталей устьевой арматуры должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, приведенным в табл.3.

2.4. Соосность отверстий составных частей устьевой арматуры, образующих стволовый проход, должна обеспечивать беспрепятственное прохождение оборудования, приборов и приспособлений, спускаемых в скважину.

2.5. Конструкция трубной обвязки должна обеспечивать возможность подвешивания скважинных трубопроводов в корпусе трубной головки, контроля давления и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Допускается подвешивать скважинный трубопровод в переводнике к трубной головке.

2.6. Дроссель в фонтанной арматуре должен быть регулируемым.

Допускается применять по требованию потребителя нерегулируемые дроссели.

2.7. Допускается конструктивно объединять, не изменяя типовой схемы, устьевой арматуры, несколько составных частей в один блок.

2.8. Допускается дооборудовать фонтанные арматуры запорными устройствами и обратным клапаном, а елки — дросселем.

2.9. По требованию потребителя конструкция устьевой арматуры должна обеспечивать возможность:

монтажа елки при избыточном давлении среды в скважинном трубопроводе;

нагнетания ингибиторов коррозии и гидратообразования в скважинный трубопровод и затрубное пространство в фонтанных скважинах;

измерения давления и температуры скважинной среды в боковых отводах фонтанной елки.

2.10. По требованию потребителя в фонтанную арматуру следует включать:

автоматические предохранительные устройства;

запорные устройства с дистанционным управлением;

устройства, обеспечивающие возможность соединения скважинного оборудования с наземной системой управления;

быстросборное соединение для периодически устанавливаемого устьевого оборудования (приспособлений).

Схема фонтанной арматуры с системой управления приведена в приложении 3.

2.10.1. Пневмопилоты (автоматические предохранительные устройства) должны обеспечивать перекрытие скважинной среды при регламентированном его отклонении от заданного режима эксплуатации скважины.

2.10.2. Конструкция запорных устройств с дистанционным управлением должна предусматривать возможность ручного управления ими.