Оборудование устья скважины: Фонтанная арматура. Запорные и регулирующие устройства
Фонтанная арматура.
К оборудование устья скважины ( наземному оборудованию ) относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку.
Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.
Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте.
Фонтанная ёлка предназначена для направления газожидкостной струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважин. Она монтируется на трубной головке.
Так как фонтанные елки по условиям эксплуатации относят к одному из наиболее ответственных видов промыслового оборудования, их испытывают на давление, вдвое превышающее паспортную величину.
Основными деталями и узлами фонтанной арматуры (рис.1) являются: крестовина 1, имеющая два боковых отвода, тройник 2, имеющий один боковой отвод, переводник трубной головки 3, запорное устройство 4, дроссель 5, фланец под манометр 6, трехходовой кран 7 и манометр 8.
Рис. 1. Устьевая арматура фонтанной скважины: а - конструкция; б - схематическое изображение
Вертикальная, стволовая часть арматуры может иметь отводы в одну сторону (через тройники) или в две стороны (через крестовины). По этому признаку арматура делится на тройниковую и крестовую (рис.2).
Крестовина и тройник позволяют отводить добываемую смесь к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных пространств. На этих же деталях может быть подвешена колонна насосно-компрессорных труб. Для этого детали могут иметь резьбу. Колонна подвешивается непосредственно на этой резьбе или через переводник трубной головки 9.
Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание.
На фонтанной 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.
Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам (рис.3) для различных условий эксплуатации.
Рис. 2. Фонтанная арматура: а — арматура крестовая; б — арматура тройниковая
Рис. 2а. Внешний вид Фонтанная арматура: 1 – трубная обвязка; 2 – фонтанная елка
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).
Рис. 3. Типовые схемы фонтанных арматур: 1 — манометр; 2 — вентиль; 3 — буферный фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10 — крестовина елки
Для изготовления элементов фонтанной арматуры применяются, стали марок 45, 40ХЛ, 40ХНЛ и другие легированные стали.
Манифольды фонтанной арматуры
Арматура устья скважины соединяется с промысловыми трубопроводами манифольдом, 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.
Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов.
Манифольд обеспечивает возможность подачи в скважину ингибитора, глушения с помощью продувочно-задавочной линии и продувки скважины по трубному и затрубному пространствам; проведения газодинамических исследований; подключения насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбора глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к забою.
.