Особенности применения фонтанного способа добычи нефти

Обратная арматура АРМАТЭК

Такое название носит один из видов трубопроводной арматуры, чье назначение — автоматическое предотвращение обратного потока рабочей среды.

Есть все основания предполагать — и доказательством тому многочисленные находки археологов, — что формирование обратной арматуры как технического направления в арматуростроении началось почти параллельно с появлением самой первой запорной арматуры.

Обратная арматура используется там, где необходимо обеспечить движение потока рабочей среды в одном направлении.

Одно из назначений обратной арматуры — ограничить эмиссию рабочей среды во внешнюю среду в случае аварийного разрушения участка трубопровода.

Обратная арматура востребована не только в аварийных ситуациях, но и в «штатном» режиме эксплуатации трубопроводных систем — везде, где необходимо однонаправленное движение жидкости или газа. Например, при одновременной работе нескольких насосов для исключения их взаимного влияния друг на друга. Или в фильтрационных установках, чтобы избежать смешивания загрязненной и очищенной жидкости. «Классический» пример задачи, решаемой с помощью обратной арматуры, — не допустить попадания жидкости из трубопровода обратно в насос в случае отключения электродвигателей при открытых задвижках. Следствием отсутствия обратной арматуры или неполадок в ее работе могут стать серьезные поломки и даже аварии насосной установки.

Обратную арматуру желательно устанавливать на нагнетательных линиях компрессоров и центробежных насосов между нагнетателем и запорной арматурой с целью формирования «цепочки» — «запорная арматура — обратный клапан-насос».

Устройство нефтяных скважин

Стенки укрепляют металлическими обсадными трубами. В пространство между обсадной колонной и стенками закачивают цемент, который застывает и разделяет залегающие пласты, а также защищает обсадные трубы от пластовых вод.

Фонтанный способ откачки нефти предполагает установку эксплуатационного оборудования, перечисленного ниже.

Конструкция оборудования

Что касается конструкции этого приспособления, то есть несколько основных компонентов. К ним относится, к примеру, головка трубного типа, головка колонного типа и головка самой арматуры. Головка арматуры относится к регулировочно-запорному типу. В качестве компонентов можно выделить даже такие небольшие устройства, как вентили, задвижки запорного типа и некоторые другие мелкие детали подобного рода.

Основное назначение устьевой арматуры — это сдерживание сильного потока давления, а также возможность исследования этого давления внутри самой же конструкции. Для того чтобы запустить арматуру такого типа, обычно используется механический привод. Однако случается так, что давление слишком высокое. В таком случае сдерживаться оно будет или при помощи установок пневматического типа или при помощи гидравлической системы. Стоит также сказать, что может быть устьевая нагнетательная арматура. В таком случае она способна выполнять функции нагнетания или стравливания потоков газа.

Колонна подъемных труб

По ним нефтяной фонтан поднимается на поверхность земли. Их называют ещё насосно-компрессорными, так как с прекращением фонтанного способа приходится применять механизмы. Внутренний диаметр труб подбирают опытным путем, в зависимости от давления нефти, ожидаемого дебита продукта, глубины залегания, и он составляет 40.3–00.3 мм.

Дебит — это количество нефти, поступающей на поверхность за определённое время, его измеряют в метрах кубических в сутки. Чем выше предполагаемый дебит, тем больше диаметр, и наоборот.

Используют обычно гладкие трубы одного диаметра, которые соединяют в колонну с помощью муфт. Внутренние стенки труб делают с покрытием эмалью, эпоксидными смолами или стеклом для того, чтобы не было отложений парафина. Покрытия удорожают конструкцию.

Давление опрессовки

В стандарте ГОСТ Р 51365 указано, что осуществляется опрессовка фонтанной арматуры под давление гидравлического испытания P г. В идеале для определения этого давления должны использоваться образцы из того же конструкционного материала, из которого выполнена фонтанная арматура. Однако это условие не всегда выполняется.

Рабочее давление фонтанной арматуры составляет 14 – 140 МПа. Отдельные ее корпусные детали по умолчанию испытываются давлением, в полтора ( PN 70 – 140 МПа) или в два ( PN 14 – 35 МПа) раза превышающим рабочее.

Устьевая фонтанная арматура с выкидными линиями

Назначение устьевой фонтанной арматуры:

• Крепление насосно-компрессорных труб, герметизация пространства между ними и обсадной колонной.
• Направление потока нефти к выкидным линиям.
• Проведение эксплуатационных мероприятий.

Наиболее распространена крестовая арматура из стальных толстостенных крестовин. Она меньше по высоте, чем тройниковая, и её удобнее обслуживать.

Фонтанная арматура включает с себя трубную головку и фонтанную ёлку. Трубная головка обвязывает колонну подъёмных труб и герметизирует кольцевое пространство до обсадных труб.

С помощью фонтанной ёлки поток направляется в выкидную линию на замерные устройства. Сверху на ёлке находится буфер, трёхходовой кран и манометр. На выкидной линии установлен штуцер (дроссель) для изменения потока нефти за счет увеличения или уменьшения проходной площади.

Фонтанная арматура имеет запорные устройства:

• прямоточные задвижки;
• пробковые краны.

Об обратной арматуре как термине и определении

В целом ряде учебных пособий, справочников, руководств и стандартов (например, «Стандарт ЦКБА 011-2004. Арматура трубопроводная. Термины и определения») используется термин «защитная арматура». (АО «НПФ «ЦКБА» — это сокращенное название ). Стандарт ЦКБА 011-2004 определяет защитную арматуру как предназначенную «для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимых или непредусмотренных технологическим процессом изменений параметров или направления потока рабочей среды, а также для отключения потока».

Очевидно, что обратная арматура попадает под это определение, но полностью его не исчерпывает, поскольку оно описывает более широкий спектр функциональных возможностей трубопроводной арматуры, чем те, которыми обладает обратная. В этом определении говорится об арматуре, реагирующей на изменение таких параметров рабочей среды, как давление, температура, скорость потока. Исходя из этого, есть все основания считать защитной отсечную арматуру, т. е. запорную арматуру с минимальным временем срабатывания. Впору здесь вспомнить и о предохранительной арматуре. Найти смысловые различия между прилагательными «предохранительная» и «защитная» очень трудно, поскольку они являются синонимами. И действительно, если иметь в виду такой параметр рабочей среды как давление, задачи предохранительной и защитной арматуры во многом совпадают. Различаются методы их решения. Предохранительная арматура справляется с ними радикально — сбросом избытка рабочей среды. Защитная арматура всего лишь отключает один из элементов трубопроводной системы.

В ныне действующем межгосударственном стандарте «ГОСТ 24856-2014. Арматура трубопроводная. Термины и определения», введенном в действие Приказом Росстандарта от 26.11.2014 № 1902-ст, термин «защитная арматура» отсутствует вовсе. Кстати, и в утвержденном еще в июне 1981 г. «ГОСТ 24856-81. Арматура трубопроводная промышленная. Термины и определения» о защитной арматуре не сказано ни слова, а обратной арматуре определение дано. Причем в самом что ни на есть современном звучании. Но в расположившемся между ними в хронологическом списке нормативных документов, регулирующих термины и определения трубопроводной арматуры, «ГОСТ Р 52720-2007. Арматура трубопроводная. Термины и определения», защитная арматура среди видов арматуры представлена и определяется «один в один» как в уже упомянутом выше стандарте ЦКБА. Причем называть защитную арматуру отключающей в нем не рекомендуется. В пришедшем ему на смену ГОСТ 24856-2014 отключающая арматура «легализована» в качестве арматуры, предназначенной «для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости ее течения за счет изменения перепада давления на чувствительном элементе, либо в случае изменения заданной величины давления».

(Для справки: ГОСТ 24856-81 действовал с 1981 года. С первого января 2008 года на территории РФ он утратил силу и на смену ему пришел ГОСТ Р 52720-2007. Но с 01.04.2015 ГОСТ Р 52720-2007 отменен, и действует ГОСТ 24856-2014).

Камера запуска шаров

Добыча нефти осложняется выпадением парафинов в выкидных линиях, образованием песчаных пробок и других механических загрязнений.

Одним из методов очистки от парафина является использование резиновых шаров, которые расположены в камере запуска, установленной на струне фонтанной арматуры. По мере запарафинивания выносных линий открывается шибер, и из камеры подаётся резиновый шар, который имеет чуть больший диаметр, чем выкидная линия.

Он очищает парафин, продвигаясь потоком нефти в приёмную камеру.

Технический регламент гидроиспытаний

Устьевое оборудование скважин с фонтанным режимом добычи углеводородного флюида изначально предназначено для долгосрочной непрерывной эксплуатации с нормально открытыми центральными задвижками. Практически все виды ремонта отдельных элементов фонтанной елки и трубной обвязки выполняются под давлением без остановки процесса добычи. Поскольку каждая остановка приводит к значительной потери планируемых доходов.

Соответственно, опрессовка фонтанной арматуры в таком режиме эксплуатации требуется ограниченное количество раз:

После демонтажа фонтанной арматуры для замены ее устьевым оборудованием насосного типа выполняется дефектовка и ремонт отдельных узлов по мере необходимости. После чего, возможно проведение гидравлических испытаний а стенде БПО.

Перфорация

Последним этапом подготовки скважины является перфорация.

Там, где находится пласт, делают отверстия в колонне обсадных труб и цементе для соединения пласта с полостью обсадной колонны. Образуется канал, по которому нефть из пласта по стволу скважины попадает в устье — выход на поверхность.

Технология гидравлических испытаний

Скважина изготавливается для добычи нефти с максимально возможной эффективностью для обеспечения низкой себестоимости сырья. Проявления газа, воды, нефти являются при этом аварийными, а не проектными условиями эксплуатации. Поэтому опрессовать противовыбросовое оборудование после его монтажа на устье обычными способами не представляется возможным.

Поэтому для гидравлического испытания ПВО необходимо использовать специальное оборудование – пакеры. С помощью этих устройств отсекается и герметизируется верхняя часть ствола скважины. Затем внутри этого замкнутого пространства создается избыточное давление, величина которого равна ожидаемым характеристикам пласта.

Промышленность изготавливает пакеры различных конструкций:

Гидравлический вариант пакера ПГ-ЯГ обеспечивает снижение сроков ремонта при опрессовке ПВО на устье до 6 часов.

Другие методы добычи нефти

В процессе эксплуатации месторождения происходит уменьшение энергии пласта и фонтана. В этом случае переходят на механизированные способы подъема нефти:

• газлифтный;
• насосный.

Газлифтный способ

Осуществляют закачкой в скважину газа. Если закачивается воздух, способ называется эрлифтным.

Газ подают компрессорами от газлифтной станции либо из газовых пластов, находящихся под давлением (бескомпрессорным способом).

Газлифтный способ предпочтительнее эрлифтного, так как воздух может ухудшить качество нефтяного продукта ввиду его окисления.

Преимущества газлифтного способа:

• размещение оборудования на земле;
• отсутствие в скважине насосов с быстроизнашиваемыми частями;
• отбор большого объёма жидкости с любой глубины;
• несложная регулировка дебита.

Недостатком является повышенная коррозия трубопроводов.

Насосный способ

Используется при значительном снижении уровня пласта, когда газлифтный способ становится неэкономичным.

Виды насосов:

• штанговый скважинный плунжерный насос;
• бесштанговый погружной центробежный насос;
• винтовые насосы.

Чаще применяют штанговые насосы. Они имеют плунжер небольшого диаметра, который опускают в скважину ниже уровня жидкости. Приводом установки является станок-качалка.

Винтовые насосы выдавливают жидкость методом ротации. Ротор имеет винтовую форму небольшого диаметра с глубокой и очень редкой резьбой. Он вращается внутри неподвижного статора. Двигатель установлен на земле, к нему крепятся штанги, которые обеспечивают работу ротора.

Возможен вариант использования погружных электродвигателей с редуктором, который обеспечивает вращение ротора. Винтовые насосы надёжны, устойчивы к твёрдым абразивным частицам и экономичны. Срок эксплуатации их более продолжительный, чем у штанговых насосов. Ещё одно преимущество — первоначальные финансовые затраты ниже, чем при других способах механизации. Недостатком является невозможность работы с агрессивными средами.

Обратный клапан

Обратный клапан, срабатывание которого происходит только от воздействия рабочей среды, представляет собой арматуру прямого действия. Обратные клапаны могут изготавливаться с различными типами присоединения к трубопроводу: фланцевым, муфтовым, под приварку, штуцерным.

Наиболее распространенным вариантом затвора обратных клапанов является конструкция, в которой подвижным элементом является золотник, а неподвижным — седло. В положении «закрыто» золотник под действием собственного веса прижимается к седлу. Давление потока в «правильном» направлении заставляет его подняться над седлом, освободив проход для рабочей среды, а при снижении давления опять-таки под действием собственного веса «упасть» на прежнее место, в положение «закрыто». Обратный, т. е. «неправильный» для клапана поток лишь сильнее прижмет золотник к седлу и будет вынужден остановить свое движение перед этим непроходимым препятствием. Иногда силу тяжести дополняют силой упругости пружины, прижимающей золотник к седлу.

Применяются (как правило, на трубопроводах малого диаметра) обратные шаровые клапаны, в которых подвижным элементом затвора является шар и поршневые обратные клапаны.

Есть все основания говорить о достаточно близком конструктивно-технологическом родстве обратных и запорных клапанов.