Ремонт арматуры фонтанной АФК. Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Ремонт арматуры фонтанной АФК-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Фонтанный способ эксплуатации скважин осуществляют в начальный период разработки месторождения. Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей.
Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 тонн), что ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению ее металлоемкости. В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах.
Для предотвращения этого и повышения К.П.Д. подъемника в скважину начали спускать колонну фонтанных труб. Для управления фонтанированием скважины начали применять сменные штуцеры – дроссели, позволяющие изменением размера отверстия регулировать противодавление на пласт и вследствие этого дебит жидкости. Для контроля режима работы стали применять манометр, устанавливаемый на буфере.
Для непрерывности работы начали применять фонтанную арматуру, состоящую из трубной головки и елки, обеспечивающей возможность резервирования выкидных линий – струн. Крестовая арматура более компактна и удобна для обслуживания. Для дальнейшего улучшения работы начали использовать полуторарядные или двухрядные подъемники из насосно-компрессорных труб оптимального диаметра, а для сокращения расхода газа затрубное пространство скважины стали герметизировать пакером, устанавливаемым в низу колонны, а также регулировать поток жидкости забойными и регулируемыми штуцерами.
Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижки или краны). Наиболее ответственным элементом в фонтанных арматурах являются запорные устройства.
Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам – абсолютная герметичность их затворов; от их бесперебойного действия зависит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин.
В результате к настоящему времени оборудование для эксплуатации скважины фонтанным способом резко усложнилось. Оно состоит из четырех основных частей: колонны труб, оборудования низа колонны, оборудования устья, то есть фонтанной арматуры, и обвязки устьевого оборудования, обычно называемой манифольдом.
Вследствие непрерывного усложнения условий эксплуатации скважин каждый элемент оборудования подвергается дальнейшему совершенствованию, что ведет к усложнению конструкции. Однако это изменение не привело к снижению надежности фонтанного оборудования в целом, а способствовало ее повышению.

В заключении можно сделать вывод, что наиболее уязвимым составным элементом фонтанной арматуры являются запорные устройства, долговечность которых не соответствует долговечности других элементов. Это приводит к частой их замене или ремонту, что уменьшает межремонтный период, соответственно, увеличивая затраты. Нахождение различных новых способов решения этой проблемы за счет модернизации существующих задвижек либо конструирование новых, повысит общую надежность фонтанной арматуры, тем самым повысив производительность. Актуальным является и уменьшение металлоемкости фонтанной арматуры, с сохранением ее прочностных характеристик, что приведет к уменьшению затрат. Все эти решения направлены на создание высококачественного, надежного, долговечного, безопасного и недорогого оборудования.
Эффективность промышленной добычи нефти определяется надежностью и быстрой сменой используемых при этом технических средств, которые часто работают под высоким давлением химически активной среды. Элементы запорной арматуры, в частности задвижки, имеют ограниченный срок службы и затраты на их ремонт часто превышают их первоначальную стоимость. Поэтому актуальной задачей является разработка таких конструкций задвижек, которые позволяют при необходимости производить ступенчатое регулирование потока рабочей среды без демонтажа оборудования и не требуют больших затрат на их ремонт, и могут работать в сложных климатических условиях в течение нескольких лет.
Широкая функциональная возможность, надежность и удобство управления задвижкой подтверждены ее испытаниями в реальных производственных условиях в нефтедобывающей промышленности. Время, необходимое для замены штуцера, составляет от 15 до 30 мин в зависимости от удобства расположения задвижки и времени года. Полный средний ресурс составил 1800 циклов, что обеспечивает ее полный cpoк службы не менее 9 лет. Практикой подтверждено, что средний срок службы задвижки до капитального ремонта не менее 5 лет.