Фонтанный способ эксплуатации. Лекции ассистента каф. Брэнгм

• Название: Лекции ассистента каф. Брэнгм
• Дата: 05.02.2022
• Размер: 0.57 Mb.
• Имя файла: Фонтанный способ эксплуатации.doc
• Тип: Лекции; #352666
• страница: 1 из 5

Лекции ассистента каф. «БРЭНГМ» Дудаева М.М.

32стр.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь от­крытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирую­щей скважины будет следующее основное равенство:

(1)

где Рс — давление па забое скважины; Р_г, Р_тр, Ру— гидростати­ческое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавле­ние на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа,— артезианское фонтанирование;

фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, об­легчающего фонтанирование,— наиболее распространенный спо­соб фонтанирования.

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко, Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое дав­ление столба негазированной жидкости в скважине. При нали­чии растворенного газа в жидкости, который не выделяется бла­годаря давлению на устье, превышающему давление насыще­ния, и при давлении па забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жид­кости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидро­статическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газирован­ной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фон­танировании.

1.АРТЕЗИАНСКОЕ ФОНТАНИРОВАНИЕ

Теоретическое описание процесса артезианского фонтаниро­вания практически не отличается от расчета движения однород­ной жидкости по трубе.

Давление на забое скважины Р_спри фонтанировании опре­деляется уравнением (1), в котором гидростатическое дав­ление столба жидкости благодаря постоянству плотности жид­кости определяются простым соотношением

(2)

где — средняя плотность жидкости в скважине; Н — расстоя­ние по вертикали между забоем (обычно серединой интервала перфорации) и устьем скважины. Для наклонных скважин



где L— расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной сква­жины; — средний зенитный угол кривизны скважины.

Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах раз­личный угол кривизны , расстояние Н необходимо опреде­лять разделением глубины скважины на интервалы и суммиро­ванием проекций этих интервалов на вертикальную ось:

(3)

где — длина i-ro интервала; — угол кривизны -го интер­вала; п — число интервалов, на которое разбивается, общая глу­бина скважины.

При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность немного изменяется. Поэтому необходимо в расче­тах принимать среднюю плотность

(4)

где Р_с, Р_у — плотность жидкости при термодинамических усло­виях забоя и устья скважины, соответственно.

При фонтанировании обводненной нефтью плотность жид­кости подсчитывается как

средневзвешенная

(5)

где n — доля воды в смеси (обводненность); — плотность нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно. Иногда в результате недостаточной скорости восходящего потока жидкости и оседания воды обводненность п вдоль ствола скважины бывает неодинаковой. Например, между забоем и башмаком НКТ в интервале, где жидкость движется по всему сечению обсадной колонны с малой скоростью, обводненность может быть больше. В таких случаях всю расчетную глубину скважины необходимо разбивать на соответствующие интер­валы. Заметим, что погрешности в определении гидростатического давления существенно влияют на все результаты расчета, так как оно преобладает в общем балансе давлений и состав­ляет 95—98 % от величины Р_с.

Противодавление на устье скважины Р_уопределяется ее уда­ленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распро­страненных в настоящее время однотрубных, герметизирован­ных системах нефтегазосбора давления на устье Р_убывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.
2. ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ЭНЕРГИИ ГАЗА
Это наиболее распространенный способ фонтанирования неф­тяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фон­танировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.

При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое дав­ление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное дав­ление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью дав­ление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится рав­ным давлению насыщения Р_нас, а выше — ниже давления насы­щения. В зоне, где Р<Р_нас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выде­ления из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонта­нирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Р_с>Р_нас), и газ будет вы­деляться на некоторой высоте в НКТ.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Р_с<Р_нас). При этом на забой скважины вместе с нефтью по­ступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса сво­бодного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также уве­личивается за счет его расширения. В результате газонасыщен­ность потока возрастает, а его плотность соответственно сни­жается.

Таким образом, фонтанирование скважины может происхо­дить при давлении на забое Р_свыше или ниже давления насы­щения Р_нас.




Рис. 1 Схема скважин при фонтанировании

а — при давлении на забое меньше давления насыщения (Р_с <Р_нас): б при давлении на забое больше давле­ния насыщения (Р_с>Р_нас)


Рассмотрим два случая фонтанирования. I. Рс<Рнас (рис. 1, а).

Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фон­танных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увле­каться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Од­нако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном прост­ранстве выше башмака движения жидкости не происходит. По­этому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном прост­ранстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Р_c<Р_нас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.

1. 
   От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в меж­трубное пространство.
   
2. 
   От величины зазора между обсадной колонной и фон­танными трубами.
   
3. 
   От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака.
   
4. 
   От вязкости жидкости.
   

Накопление газа в затрубном пространстве приводит к уве­личению давления Р_зи соответствующему понижению уровня жидкости hна такую величину, чтобы давление на забое Р_с согласно уравнению оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтан­ных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае, возможно, достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Р_б, а также и давление на забое Р_с по давле­нию на устье в межтрубном пространстве Р_зне прибегая к тру­доемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Рз замеряется па устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно

плотность газа.

Здесь — плотность газа при стандартных условиях Р_о и Т_о; Т_ср — средняя температура в затрубном пространстве; z— ко­эффициент сжимаемости газа для условийР_зи Т_ср.

Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Р_с<Р_насуровень жидкости в межтрубном пространстве обяза­тельно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости мо­жет стабилизироваться в межтрубном пространстве на некото­рой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фон­танных труб.

II- P_с>P_нас(РИС.1,6).

Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубиом пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выде­ляться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выде­лится растворенный газ, после чего вся система придет в рав­новесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине hв соответствии с выражением (VIII.20). Различным положениям уровня будет соответствовать различ­ное давление Р_з. В этом случае вследствие неопределенности величины hстановится невозможным определение забойного давления Р_спо величине Рз.

3. УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме I м³ жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема:



Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м³ товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, назы­вается полным газовым фактором Г_о. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Г_о, а меньшее количество газа(за вычетом растворенного),которое назовем эффективным газовым фактором Г_эф1.

4.ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНАХ

Процесс эксплуатации нефтяных скважин заключается в подъ­еме нефти с забоя на дневную поверхность.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется только за счет природной энергия, называется фонтанным.

Если пластовой энергии для подъема жидкости с забоя сква­жины недостаточно, то тогда следует вводить в каком-либо виде энергию с поверхности. В общем случае способ эксплуатации скважин при вводе энергии извне называется механизированным.

Передача энергии в скважину достигается различными спосо­бами: 1) сжатым газом или воздухом; 2) при помощи насосов различных типов.

На забое скважины жидкость и газ (пластовый или поданный с поверхности) обладают потенциальной энергией. Количество этой энергии определяется энергией жидкости W_жи энергией газа W_г. Потенциальная энергия 1 т (1000 кг) жидкости (в Дж), необходимая для совершения работы по подъему этой жидкости на высоту hот забоя скважины, составит

(1)

Бели выразить высоту подъема жидкости (в м) через забойное давление, то получим

(2)

где Р₃a6 и Р_о— забойное и атмосферное давления, Па; — плот­ность жидкости, кг/м³; g— ускорение свободного падения, м/с². Тогда

(3)

Энергия свободного газа W_гпри изотермическом процессе его расширения определяется соотношением

(4)


где G_o — объем газа, поступающего к забою скважины в свобод­ном виде с 1 т жидкости, м³; Р₀— атмосферное давление, равное 9,81 • 10⁴ Па.

При Рзаб в каждой тонне нефти содержится какое-то количе­ство растворенного газа, который будет выделяться из раствора по мере понижения давления к устью скважины. Этот газ также обладает некоторым запасом энергии, которую обозначим А_о. Таким образом, потенциальная энергия (в Дж), которой обладают жидкость и газ на забое скважины, будет равна

(5)

Эта энергия при эксплуатации не вся используется для подъ­ема жидкости, так как на устье имеется некоторое противодавле­ние Ру,

Выражение для энергии газожидкостной смеси W₁, расходу­емой на подъем 1 т жидкости при изменении давления от Р_заб до Р_у, по аналогии с предыдущим имеет вид:

(6)

где А₁—энергия газа, выделившегося из нефти при изменении давления от Р_забдо Р_у, Дж.

Часто при эксплуатации фонтанных скважин давление на за­бое бывает выше давления насыщения. При этом G₀=0; следова­тельно, подъем жидкости происходит только за счет энергии жид­кости и энергии выделяющегося из раствора газа, т. е.
(7)

5.ДВИЖЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРУБАХ

В равенстве (6) первое слагаемое представляет собой энер­гию гидростатического напора, а сумма двух других слагаемых — энергию расширяющегося газа.

Если давление на устье скважины больше давления насыще­ния нефти газом (Р_у>Рнас) и Р_заб>Hpg, где Н — глубина сква­жины; — плотность жидкости; g—-ускорение свободного паде­ния, то скважина будет фонтанировать только под действием гидростатического напора. Практически фонтанирование нефтя­ных скважин только под действием гидростатического напора встречается редко.

Большинство фонтанных скважин эксплуатируется за счет гидростатического напора жидкости и энергии газа одновременно.

При эксплуатации скважин могут быть случаи, когда Р_у< <Р_нас<Рзаб. При этом в нижней части колонны труб перемещается одна фаза (жидкость), а на глубине, где давление равно Р_нас, из нефти начинает выделяться газ и в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).







В том случае, если неравенство Рзаб Рнас,

во всей длине колонны труб в скважине дви­жется двухфазный поток. р_ис. 1. Структура газожидкостной смеси при движении ее в вертикальных трубах.
Состояние смеси жидкости и газа при движе­нии по колонне подъемных труб изменяется в зависимости от со­отношения объемных расходов обеих фаз (жидкой и газообраз­ной), от средней скорости движения смеси и от диаметра подъ­емных труб. В соответствии с этим различают три режима движе­ния газожидкостной смеси (рис. 1).

1. 
   Пузырьковый режим (рис. 1, а), при котором газообразная фаза распределена в жидкости в виде небольших (по сравнениюс диаметром трубы) пузырьков. Сравнительно небольшая концентрация пузырьков в смеси приводит к тому, что последние могут свободно перемещаться в жидкой фазе.
   
2. 
   Снарядный (пробковый) режим (рис. 1,6), при котором газообразная фаза представлена в виде крупных пузырьков, по­перечные размеры которых соизмеримы с диаметром труб.
   По форме пузырьки напоминают снаряды с головкой параболи­ческого очертания. Газовые пузырьки чередуются с жидкостными перемычками.
   
3. 
   Дисперсионно-кольцевой режим (рис. 1, в), при котором газообразная фаза образует ядро потока, а жидкая фаза дви­жется по поверхности трубы. В ядре потока содержатся капли жидкости.
   

При первых двух режимах движения по мере подъема смеси часть жидкости стекает вниз.

На практике все три режима могут быть установлены в одной и той же колонне труб: в нижней части—пузырьковый, в сред­ней— снарядный ив верхней —дисперсионно-кольцевой.

При снарядном режиме течения наблюдаются значительные пульсации потока, поэтому целесообразно параметры газожид­костного подъемника выбирать такими, чтобы движение смеси соответствовало пузырьковому режиму вблизи границы перехода к снарядному.

Многие исследователи считают, что в большинстве случаев эксплуатация газожидкостных подъемников происходит в условиях снарядного режима. В таком случае можно применять за­коны движения смеси по этому режиму как более изученному.

6.Оборудование фонтанных скважин
Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давле­ниями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависи­мости от этих геологических характеристик и особенностей про­дуктивного пласта применяются различные конструкции сква­жин. В этих конструкциях обязательными элементами являются короткое направление (5—15 м), кондуктор (100—500 м) и об­садная— эксплуатационная колонна (до продуктивного гори­зонта). Однако такая простая одноколонная конструкция упот­ребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми по­родами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины. При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по ряду других

причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин. Например, на скважинах, пробуренных на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, зале­гающие на глубине 5300—6000 м, вынуждены применять много­колонные конструкции, состоящие кроме направления и кондук­тора из четырех-семи колонн, в том числе с так называемыми хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими только вскрытую часть пород ниже башмака последней обсад­ной колонны. Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а также охрана недр и техника безопасности требуют гер­метизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления продукции в замерные устрой­ства, регулирования работы скважины, ее кратковременного за­крытия для ремонтных работ.

Это осуществляется с помощью установки на устье фонтан­ной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов.

Колонная головка. Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие:

надежная герметизация межтрубных пространств;

возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах;

быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;

возможность крепления к одной колонной головке различ­ных обсадных колонн, т. е. универсальность;

быстрый и удобный монтаж;

минимально возможная высота.

Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к се кон­струкции и качеству изготовления предъявляются высокие тре­бования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газо­вых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные па давление до 150 МПа.

Для опрес-



Рис. 1. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсад­ной колонны

совки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

Фонтанная арматура. Фонтанная арматура предназначена:

для подвески одной или двух колонн фонтанных труб;

для герметизации и контроля пространства между фонтан­ными трубами и обсадной колонной;

для проведения технологических операций при освоении, экс­плуатации и ремонте скважины;

для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

для регулирования режима работы скважины и осуществле­ния глубинных исследований.

Фонтанная арматура подвергается действию высоких темпе­ратур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характе­ристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные арматуры, рассчитанные на различные условия работы.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:

по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа;

по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм;

по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые;

по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные;

по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами.

Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважи­нах по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давле­ние, а арматура на 70 и 105 МПа — на полуторакратное давле­ние. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элемен­тов: трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она пред­ставляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с уста­новленной на ней переходной катушкой, в которую вворачива­ется верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переход­ными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке — второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.

Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое гер­метизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и по­этому давление может достигнуть пластового.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6 (рис. 2) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 3) характерным узлом яв­ляются тройники 1, к которым присоединяются выкидные ли­нии — верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя — запасной. Это про­диктовано безопасностью работы и возможностью предотвраще­ния открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал—песок, ил. При разъедании песком верх­него тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отво­дами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих ус­ловиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более ком­пактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществля­ется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют боль­шую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомо­гательных сооружений.

Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:



Рис. 2. Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давле­ния (70 МПа) для однорядного подъемника:

/ — вентиль, 2 — задчижка. 3 — крестовина, 4 — катушка для подвески НК.Т, 5 — штуцер, 6 — крестовины ёлки, 7 — буфер, 8 — патрубок для подвески НКХ 9 — катушка

АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабо­чего давления.

АФК-50-210 — арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа.

Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ши­рина до 3,3 м.

Штуцеры. Они являются элементом фонтанной елки и пред­назначены для регулирования режима работы фонтанной сква­жины и ее дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих выкид­ных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надежны нерегулируемые шту­церы. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует много кон­струкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполня­ются в виде коротких конических втулок из легированной стали



Рис. 3. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60Х40КрЛ-125):

/ — тройники, 2— патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 — патрубок для подвески первого ряда НКТ



или из металлокерамического мате­риала с центральным каналом за­данного диаметра. По мере износа штуцера установленный режим ра­боты скважины нарушается и шту­цер необходимо менять. Для этого работу скважины переводят вре­менно на запасной отвод, на ко­тором установлен штуцер задан­ного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер в ос­новном рабочем отводе. В связи с этим предложено много конст­рукций так называемых быстро­сменных штуцеров (рис. 4