Макет фонтанной арматуры (стр. 2 из 5)
4. Техпроцесс изготовления модели
Для изготовления модели мне понадобилось: краны, мет. переходники с резьбой с обеих сторон, спилы, гвозди, гайки, манометры, кусок деревянной доски под основание, сварка, краска синяя и красная (0,5 л).
1. изготовление основания для устойчивости и фиксации арматуры в целом.
2. изготовление крестовин при помощи сварки.
3. покраска всех деталей модели.
4. сборка.
5. Классификация фонтанной арматуры
Фонтанные арматуры классифицируются по конструктивным и прочностным признакам:
1. по рабочему давлению.
Тройниковая и крестовая фонтанные арматуры выпускаются на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70, 100 МПа. В зависимости от ожидаемого давления при эксплуатации на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру, рассчитанную на данное рабочее давление.
2. по схеме исполнения.
Рис. 10. Типовые схемы фонтанных арматур
3. по числу спускаемых в скважину рядов труб.
Диаметр и длину колонны подъемных труб устанавливают для каждого пласта опытным путем, исходя из ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Условные диаметры подъемных труб от 33 до 114 мм.
Различают однорядные и двухрядные подъемники. Применение двух рядов труб в фонтанных скважинах позволяет более рационально использовать энергию расширяющегося газа и предотвращать образование песчаных пробок на забое.
Обычно в фонтанные скважины спускают одноразмерную колонну, чаще из труб диаметром 73 мм или же ступенчатую колонну из комбинации труб диаметром (в мм): 114 и 89; 114 и 73; 114,89 и 73; 102,89 и 73; 89 и 73 и др.
4. по конструкции запорных устройств.
К запорным устройствам относятся пробковые краны (рис. 12) или прямоточные, клиновые задвижки (рис. 11). Минус клиновых задвижек в их недостаточной герметичности.
Особенности прямоточной задвижки в том, что при движении потока через нее нефть и газ не соприкасаются с уплотняющими поверхностями, благодаря чему достигается крайне незначительный их износ.
По сравнению с клиновой задвижкой проходной пробковый кран обладает большей коррозионной стойкостью, имеет меньший габаритный размер и меньшую массу.
5. по размеру проходного сечения ствола арматуры и боковых отводов.
Диаметры проходных сечений от 50–150 мм. Диаметры боковых отводов от 50–100 мм.
Рис. 11. Прямоточная задвижка
Рис. 12. Пробковый кран
6. Расчет параметров фонтанного подъемника
Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита Q, забойного р3, устьевого р2и затрубного рзатр давлений. С течением времени по мере отбора нефти из залежи изменяются условия разработки, а значит и условия фонтанирования: изменяются пластовое рпл, забойное р3давления, дебит Q, увеличивается обводненность пви т.д. Поэтому с течением времени подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энергии, показателем которого является величина устьевого давления р2. С другой стороны, замена подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования. При этом рассчитывают фонтанный подъемник для конечных условий фонтанирования при оптимальном режиме, а затем проверяют на пропускную способность для начальных условий при максимальном режиме.
Если рассчитанный подъемник не может пропустить начальный дебит, то его пересчитывают для начальных условий при максимальном режиме. Обычно расчету подлежат длина Lи диаметр dфонтанных труб и минимальное забойное давление фонтанирования р3min. Остальные величины задают или определяют из других соображений. Например, при комплексном проектировании дебит Qопределяют в результате гидродинамических расчетов процесса разработки нефтяной залежи.
В основу расчета фонтанного подъемника положены условия фонтанирования скважин разного типа.
Скважины I типа. В этом случае используют условие артезианского фонтанирования по формуле (9.13). Из формул (9.7) и (9.13) следует, что чем меньше длина труб Lи больше диаметр d, тем меньше потери давления на трение Δртр и, как результат, меньше забойное давление р3и больше дебит Q, то есть в скважину лучше вообще не спускать НКТ, а эксплуатировать ее по стволу.
(9.7)где λ – коэффициент гидравлического сопротивления; ω – скорость движения жидкости в трубах (определяется как частное деления расхода жидкости на площадь сечения трубы).
(9.13)где n– показатель режима фильтрации жидкости; К0 - коэффициент пропорциональности в уравнении потока.
Однако, исходя из технологических соображений, спускают фонтанные трубы небольшой длины и максимально возможного диаметра при заданной эксплуатационной колонне. Этим обеспечивается возможность различных промывок в скважине, замены жидкостей при освоении или глушении, проведение других технологических операций, уменьшение коррозии эксплуатационной колонны и т.д.
При наличии песка в продукции (песочные скважины) трубы спускают до нижних отверстий перфорации (фильтра), а при наличии парафина – до глубины отложений парафина в стволе и т.д.
Тогда из формулы (9.13) определяют дебит скважины Q и соответствующее минимальное забойное давление фонтанирования р3 min. Для расчета обводненность продукции nв конца фонтанирования целесообразно обосновать технико-экономическими расчетами. Скважины II и III типов. В фонтанных скважинах типа II башмак НКТ должен быть там, где начинается выделение газа из нефти, а в скважинах III типа НКТ спускают до верхних отверстий фильтра. Расчет длины фонтанных труб Lи минимального забойного давления фонтанирования р3 min выполняется с использованием условия газлифтного фонтанирования. Отметим, что диаметром труб dпри выполнении этого расчета задаемся в зависимости от дебита Q(при р3 ≈ 6 МПа): Q, т/сут 10–20 20–50 50–100 100–200 >200 d, мм (условный) 43 60 73 89 102.
Обычно принимают условный диаметр 73 мм, так как диаметр мало влияет на результат расчета Lи р3 min.
Если длину Lи диаметр dзадают из других соображений, то из условия газлифтного фонтанирования можно вычислить обводненность пвконца фонтанирования.
Диаметр фонтанных труб для скважин II и III типов рассчитывают из формулы продуктивности Л.П. Крылова (9.36) при оптимальном режиме для конца фонтанирования, то есть
(9.53)Дебит конца фонтанирования QK=Qопти обводненность принимают по проекту разработки. Давление р2 рассчитывают из условия нефтегазосбора продукции.
Если вычисленный диаметр труб не равен стандартному, то принимают ближайший меньший стандартный диаметр. Иногда рассчитывают ступенчатую колонну труб по формулам
(9.54) 
(9.55)где l1, l2– длины нижней и верхней секции НКТ соответственно меньшего d1и большего d2стандартных диаметров.
Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в начале периода фонтанирования Qнач, который имеем по комплексному проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на максимальную подачу Qmax по формуле А.П. Крылова (9.35) для условий начала фонтанирования.
Неизвестное устьевое давление р2в начале фонтанирования определяем для расчета из условия газлифтного фонтанирования при максимальном режиме:
(9.56) 
(9.57)где принимаем для скважин II и III типов соответственно р1=рн р1=рз min.
Обычно в начале фонтанирования nв=0. Соотношение (9.57) решаем графоаналитически или методом итераций.
Если Qmax≥Qнач, то спускают трубы диаметром dк, который удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования. Если Qmax<Qнач, то проводят перерасчет диаметра на начальные условия из формулы максимальной продуктивности Л.П. Крылова (9.35), в которой принимают Qmax=Qнач, то есть
(9.58)Если диаметр dнач, не совпадает со стандартным диаметром, то принимают ближайший больший стандартный диаметрили аналогично – ступенчатую колонну труб.
Если диаметр dнач окажется больше максимально возможного диаметра труб, которые можно спустить в данную эксплуатационную колонну, то решают вопрос возможности фонтанирования скважины по трубам и затрубному пространству. Возможность эксплуатации по затрубному пространству может исключаться при отложениях парафина, солей в стволе, поступлении песка из пласта и т.д.
7. Возможные неисправности фонтанной арматуры и способы их устранения
Прекращение фонтанирования скважин может быть вызвано следующими причинами: снижением пластового давления, обводнением скважины и засорением подъемных труб или выкидных линий. В каждом случае наблюдаются свои характерные изменения в работе скважины.