Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Фонтанная арматура скважины представляет собой комплекс устьевого оборудования, предназначенного для герметизации устья нефтяных и газовых скважин, управления потоками добываемой продукции и обеспечения безопасной эксплуатации. Современные системы работают при давлении от 14 до 105 МПа и включают трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства и регулирующие элементы, обеспечивая контроль технологических процессов и защиту от аварийных ситуаций.
Фонтанная арматура является критически важным элементом устьевого оборудования, устанавливаемым на фонтанирующих, газлифтных и насосных скважинах. Конструкция представляет собой систему механизмов и устройств, смонтированных на колонной головке и обеспечивающих герметизацию устья, подвешивание насосно-компрессорных труб и управление потоками рабочей среды.
Основное назначение арматуры заключается в создании контролируемых условий эксплуатации скважины. Оборудование предотвращает неконтролируемые выбросы пластовой продукции, позволяет регулировать дебит скважины и обеспечивает возможность проведения технологических операций без полной остановки добычи.
Фонтанная арматура функционирует в условиях высоких давлений, агрессивных сред, содержащих сероводород и углекислый газ, механических примесей и пластовой воды до 90%. Температура окружающей среды при эксплуатации составляет от -60°С до +40°С, температура рабочей среды достигает +120°С.
Проектирование и изготовление фонтанной арматуры в России регламентируется ГОСТ 13846-89, который устанавливает типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции. Стандарт определяет шесть типовых схем фонтанных елок и две схемы трубных обвязок, обеспечивая унификацию оборудования для различных условий эксплуатации.
Устьевая фонтанная арматура состоит из двух основных частей, выполняющих различные функции и устанавливаемых последовательно на устье скважины.
Трубная головка монтируется непосредственно на колонную головку и выполняет функцию подвешивания насосно-компрессорных труб. Конструкция обеспечивает герметизацию межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ, позволяет контролировать давление в затрубном пространстве через манометр с запорно-разрядным устройством.
Подвешивание колонны НКТ осуществляется в резьбовом трубодержателе для однорядных конструкций или в катушке-трубодержателе для двухрядных систем. Боковые отводы трубной головки оснащаются задвижками, обеспечивающими доступ к затрубному пространству для проведения технологических операций.
Фонтанная елка устанавливается на трубную головку и представляет собой систему фитингов, запорной и регулирующей арматуры. Название связано с характерной конфигурацией боковых отводов от центрального ствола, напоминающей крону дерева.
Основные компоненты фонтанной елки:
Выбор между тройником и крестовиной определяет схему арматуры. Тройниковые схемы применяются при давлении 14-35 МПа и характеризуются большей высотой елки. Крестовые конструкции предназначены для высоких давлений 35-105 МПа и отличаются компактностью, упрощающей обслуживание с рабочей площадки.
ГОСТ 13846-89 регламентирует шесть типовых схем фонтанных елок, различающихся конфигурацией фитингов и количеством выкидных линий.
Схемы 1-4 используют тройники в качестве основных фитингов. Простейшая схема 1 включает один тройник и одну выкидную линию, применяется на скважинах с низкой концентрацией абразивных частиц. Схема 3 с двумя выкидными линиями позволяет проводить смену штуцера без остановки добычи, переключая поток на резервную линию.
Схемы 5 и 6 базируются на крестовине, обеспечивающей меньший угол поворота потока и снижающей эрозионный износ. Компактная конструкция уменьшает высоту елки на 30-40% по сравнению с тройниковыми аналогами, что критично для обслуживания высоконапорного оборудования.
Штуцер является ключевым элементом регулирования работы фонтанной скважины, устанавливается на выкидных линиях после запорных устройств. Основная функция заключается в создании противодавления на устье путем дросселирования потока.
Нерегулируемые штуцеры представляют собой втулки с калиброванным отверстием диаметром от 5 до 30 мм. Смена штуцера требует остановки скважины и разборки фланцевого соединения. Быстросменные конструкции сокращают время замены благодаря специальному разъемному корпусу.
Регулируемые штуцеры позволяют бесступенчато изменять площадь проходного сечения за счет осевого перемещения шпинделя с конусной насадкой. Диапазон регулирования составляет от 3 до 35 мм, рабочее давление достигает 70 МПа. Масса регулируемого штуцера около 80 кг, возможно оснащение электрическим приводом для дистанционного управления.
При высоком содержании абразивных частиц применяются ступенчатые штуцеры, распределяющие перепад давления на несколько последовательных элементов. Это снижает скорость потока в каждом штуцере, уменьшает износ и предотвращает замерзание арматуры при резком расширении газа.
Изменение диаметра штуцера регулирует буферное давление и дебит скважины. Уменьшение проходного сечения увеличивает противодавление, снижая подачу и продлевая период фонтанирования при падении пластового давления. По разности давлений между буфером и манифольдной линией оценивается эффективность дросселирования.
Количество запорных устройств в фонтанной арматуре достигает 10-12 единиц в зависимости от схемы. Стволовые задвижки перекрывают центральный проход елки, боковые - управляют потоками в выкидных линиях и затрубном пространстве.
Шиберные задвижки применяются преимущественно на нефтяных скважинах, обеспечивают надежное перекрытие при наличии механических примесей. Рабочие положения задвижек - полностью открыты или закрыты, частичное прикрытие недопустимо из-за быстрого износа уплотнительных элементов абразивом.
Пробковые и шаровые краны используются на газовых скважинах, характеризуются быстрым срабатыванием и герметичностью. Управление осуществляется ручным, гидравлическим или электрическим приводом. Автоматические системы обеспечивают аварийное закрытие скважины при отклонении параметров от заданных значений.
Фонтанная арматура классифицируется по нескольким признакам, определяющим область применения и эксплуатационные характеристики.
Классификация по рабочему давлению:
Диаметр ствола варьируется от 50 до 150 мм, боковых отводов - от 50 до 100 мм. Высокодебитные скважины оборудуются арматурой с проходом 100-150 мм, обеспечивающей минимальное гидравлическое сопротивление. Малые диаметры 50-65 мм применяются на скважинах с низким дебитом, продлевая период фонтанирования.
Арматура выпускается в трех вариантах коррозионной стойкости в зависимости от агрессивности рабочей среды. Исполнение К1 применяется при содержании углекислого газа до 6%, К2 - при наличии углекислого газа и сероводорода до 6% каждого, К3 - при содержании CO2 и H2S до 25% каждого по объему. Внутренние поверхности могут наплавляться коррозионно-стойкими и износостойкими сплавами по требованию заказчика.
Монтаж фонтанной арматуры выполняется последовательно снизу вверх после установки колонной головки. Трубная головка крепится к колонной головке через фланцевое соединение, затем навешивается фонтанная елка.
Подвешивание колонны НКТ осуществляется в трубодержателе на резьбе. Для однорядных лифтов используется резьба катушки трубной головки, для двухрядных систем внутренняя колонна подвешивается на катушке, наружная - на крестовине. Резьбовое соединение позволяет опрессовать колонну НКТ под давлением, превышающим рабочее.
Арматура для скважин с электропогружными насосами дополнительно оснащается кабельным вводом в планшайбе, обеспечивающим герметизацию места вывода питающего кабеля. На нефтяных скважинах перед уравнительной задвижкой устанавливается обратный клапан для предотвращения обратного хода жидкости из манифольда.
Техническое обслуживание фонтанной арматуры включает регулярный контроль герметичности, проверку работоспособности запорных устройств и манометров, смазку резьбовых соединений. Периодичность обслуживания определяется условиями эксплуатации и составляет от одного до трех месяцев.
Опрессовка арматуры проводится после монтажа и капитального ремонта пробным давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза. Испытания выполняются водой или другой нейтральной жидкостью в течение 30 минут с проверкой отсутствия падения давления и видимых утечек.
Смена штуцерной втулки при износе проходного отверстия требует остановки рабочей выкидной линии с переводом потока на резервную. После снижения давления до атмосферного разбирается фланцевое соединение и устанавливается новая втулка. Быстросменные конструкции сокращают время операции до 15-20 минут.
При эксплуатации в средах с сероводородом и углекислым газом проводится периодический контроль коррозионного состояния внутренних поверхностей. Применяются ингибиторы коррозии, закачиваемые в затрубное пространство. Для агрессивных сред используются коррозионностойкие исполнения К1, К2, К3, изготавливаемые из специальных марок сталей, стойких к сульфидному растрескиванию.
Устьевое оборудование данного типа применяется на различных категориях скважин при соблюдении технических требований стандарта.
Области применения:
Ограничением применения ГОСТ 13846-89 является требование концентрической подвески НКТ. Для скважин с параллельным расположением двух колонн разрабатываются индивидуальные конструкции за рамками стандарта.
Фонтанная арматура скважины является критическим элементом безопасной эксплуатации нефтегазовых месторождений. Правильный выбор схемы исполнения, соответствие параметров условиям эксплуатации и регулярное техническое обслуживание обеспечивают надежную работу оборудования в широком диапазоне давлений и температур. Применение типовых решений по ГОСТ 13846-89 гарантирует унификацию конструкций и взаимозаменяемость компонентов различных производителей.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.