Фонтанная арматура (2)

Контрольная работа

Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают прочную стальную фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по 8 схемам для различных условий эксплуатаций. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1. рабочему давлению (7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа);

2. схеме исполнения (восемь схем);

3. числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);

4. конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

5. размерам проходного сечения по стволу 50-150 мм и боковым отводам (50-100 мм).

Рис. 1. Фонтанная арматура

Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижки или краны).

Между фланцами для уплотнения укладывается металлическое кольцо овального сечения, сделанное из специальной малоуглеродистой стали. Кольцо вставляется в канавки на фланцах, и фланцы стягивают болтами.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки. Трубная головка служит для подвески подъемных труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.

Наиболее ответственной частью арматуры является трубная головка, воспринимающая межтрубное давление.

Это давление может быть весьма высоким (близким к забойному) при наличии на забое скважины и в межтрублом пространстве свободного газа.

Ввиду того, что фонтанные арматуры относятся к одному из самых ответственных видов промыслового оборудования по условиям эксплуатации, их испытывают на давление, вдвое большее паспортного рабочего давления.

Отбирая смесь жидкости и газа идет из скважины по НКТ и на устье отводиться арматурой в промысловые коммуникаций. В некоторых случаях при небольших отборах применяют схемы периодического фонтанирования, например плунжерный лифт. В этом случае колонна НКТ оснащается концевыми устройствами, а на поверхности устанавливаются автоматы для обеспечения периодического движения плунжера в трубах.

При обычном фонтанировании кроме колонны НКТ основным узлом является арматура устья. Устье законченной бурением скважины оборудовано обычно колонной головкой, соединяющей на поверхности окончания обсадных колонн и герметизирующей межтрубные пространства. На колонной головке крепиться арматура для фонтанирования скважин. Основные параметры и типовые схемы арматуры указаны в ГОСТ 13846 — 74.

13 стр., 6216 слов

Макет фонтанной арматуры

... 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 ... продукции (дебита) скважины; если фонтанная струя по каким-либо причинам увеличится, клапан закроется и фонтанирование по подъемным трубам прекратится. Наблюдение за работой фонтанных скважин ведется по показаниям ...

1. Характеристика хозяйства

«НГСК «КазСтройСервис» продолжит в 2009 году крупные инвестпроекты в ЗКО

АО НГСК «КазСтройСервис» осуществляет 3 крупных международных проекта в Уральском регионе с компаниями «Карачаганак Петролиум Оперейтинг БВ» и ТОО «Жаик Мунай».

  • Генеральный директор АО «НГСК «КазСтройСервис» — г-н К.Тример;
  • Директор по связям с общественностью АО «НГСК «КазСтройСервис» г-жа Ж.Утарбаева;
  • Главный менеджер Департамента управления персоналом АО «НГСК «КазСтройСервис» г-н В.Гаипов.

АО «НГСК «КазСтройСервис» осуществляет реализацию международных проектов на территории Западно-Казахстанской области с 2007 года. 2 проекта для ТОО «Жаик Мунай» по строительству нефтеперекачивающей станции и транзитного нефтепровода от месторождения «Чинаревское» до нефтеналивного терминала на ст. «Ростоши» и строительство установки по подготовке газа на «Чинаревском месторождении». Для компании «Карачаганак Петролиум Оперейтинг БВ» АО НГСК «КазСтройСервис» является Генеральным подрядчиком по строительству магистрального газопровода «Карачаганак-Уральск».

По всем перечисленным проектам компания осуществляет полный комплек строительных работ («под ключ»), включая проектирование, материально- техническое снабжение, строительство и ввод в эксплуатацию производственных объектов.

Международная команда численностью около 2000 человек задействована реализации данных проектов. Это — лучшие инженеры, технологи и строители из Германии, Индии, Великобритании, Южной Африки, Казахстана, России и Украины. 95% состава команды — казахстанцы.Только в 2008 году АО НГСК «КазСтройСервис» приняло на работу в Уральский филиал более 1721 человек, из которых 1537 — жители Западно-Казахстанской области, 42 — жители других областей и 142 — иностранные граждане. По завершению работ на объекте персонал, с которым прекращены трудовые отношения, включается в резервный список для последующего приглашения на работу по новым объектам.

В 2009 году АО НГСК «КазСтройСервис» продолжает работы по строительству газопровода «Карачаганак — Уральск (КПО БВ)» и начинает работы по строительству установки по подготовке газа на «Чинаревском месторождении» ТОО «Жаик Мунай». В настоящее время, в связи с завершением проекта «Магистральный нефтепровод «Чинаревское Нефтегазоконденсатное Месторождение (ЧНГКМ) — Ростоши», компания частично демобилизует рабочую силу на другие проекты.

С абсолютной уверенностью компания заявляет, что в 2009 году планируется минимальное временное сокращение штата компании. Более того, интенсивное развитие компании предполагает заключение новых контрактов и увеличение рабочих мест для казахстанских специалистов.

2. Назначение, устройство и типовые схемы фонтанной арматуры

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных).

3 стр., 1290 слов

Методы освоения нефтяных и газовых скважин

... работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатацию. 1 Характеристика Приобского месторождения Приобское - гигантское нефтяное ... смеси, откачка глубинными насосами. Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии ...

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых:

1. удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн;

2. герметизация затрубного пространства и их взаимная изоляция;

3. обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

Рис. 2. Схема фонтанной арматуры.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины.

Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

Назначение каждого из элементов арматуры: колонный фланец — для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки — для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки — для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка — для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка — для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка — для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок — для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ); штуцер — для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд — часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд — лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин.

Колонные головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок.

Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур, — на базе использования тройников и на базе крестовин.

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.

Рис. 3. Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 — манометр; 2 — запорное устройство к манометру; 3 — фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник, крестовина; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка.

2 стр., 937 слов

Фонтанная арматура

... выпускать или закачивать газ при освоении скважины. Фонтанная арматура включает колонную и трубную головки, фонтанную ёлку и манифольд. фонтанный арматура манифольд елка Колонная головка, расположенная в нижней части фонтанной арматуры, служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных ...

Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет механических примесей.

Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а, следовательно, останавливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.

3. Трубная головка

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки. Трубная головка служит для подвески подъемных труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд — на стволовой катушке, а наружный — на тройнике трубной головки.

Рис. 4. Трубная головка: 1 — крестовик; 2 — набор манжет; 3 — грундбукса; 4 — трубодержатель; 5 — предохранитель; 6 — винт; 7 — манжеты; 8 — гайка; 9 — втулка; 10 — переводник.

4. Фонтанная елка

Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназначается для направления отбираемых из скважин жидкости и газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фонтанной арматуры. Фонтанная елка предназначена для регулирования режима эксплуатации, контроля давления и температуры рабочей среды, а также проведения ряда технологических операций. Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Рис. 5. Фонтанная елка

Фонтанные елки бывают с двумя или тремя боковыми отводами, или, как иногда называют, выкидами. Верхний выкид — всегда рабочий, нижние — запасные. По запасному выходу пускают фонтанную струю при смене штуцеров или ремонте и замене расположенных выше деталей елки. Иногда при пуске скважины в эксплуатацию, когда она в первый момент дает много грязи и песка, одновременно работают все выходы. Затем при нормальной эксплуатации нижние выкиды перекрываются задвижками, и фонтанная струя поступает по верхнему выкиду.

Фонтанная елка состоит из тройников, центральной задвижки, буферной задвижки, задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них. Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины.

Фонтанная елка тройникового или крестового типа присоединяется к одному из отводов крестовины и может быть собрана из стандартных элементов.

Фонтанная елка при закрытой коренной задвижке должна быть испытана на давление, не менее чем в два раза превышающее ожидаемое рабочее, но не более испытательного давления, предусмотренного техническими условиями завода-изготовителя.

Фонтанные елки относятся к ответственному виду оборудования. Их испытывают на давление вдвое больше, чем указано в техническом паспорте этой фонтанной арматуры. Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки.

Фонтанная елка оборудуется штуцерами, термометрами, обратным клапаном, установкой для ввода метанола и пр.

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для: 1) освоения скважины; 2) закрытия скважины; 3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

5. Лубрикатор

При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство. Лубрикатор (рис.4) представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3.

В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных — до забоя.

Рис. 6. Схема лубрикатора: 1 — ролик; 2 — кронштейн; 3 — проволока; 4 — сальниковый узел; 5 — сальниковая крышка; б — труба (собственно лубрикатор); 7 — глубинный прибор; 8 — манометр; 9 — сливной кран; 10 — буферная задвижка; 11 — задвижки выкидных манометров; 12- центральная задвижка.

6. Обозначение, материал и виды сборки фонтанной арматуры

Шифр фонтанной арматуры в зависимости от ее схемы, конструкции, способа управления задвижками, условного прохода, давления, климатического исполнения и коррозионностойкости может включать от девяти и более буквенных и цифровых обозначений.

Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде:

АФХ1Х2Х3 — Х4 x Х5Х6Х7,

где А — арматура;

  • Ф — фонтанная;
  • Х1 — конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями — без обозначения (наиболее распространенное);
  • подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки — К;
  • подвеска колонны на муфте в трубной головке — без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН — Э,

Х2 — номер схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвески к номеру схемы добавляется буква «а»;

  • Х3 — способ управления задвижками: вручную — без обозначения;
  • дистанционно и автоматически — В;
  • автоматически — А;
  • Х4 — условный проход в мм по ГОСТ 13846. В том случае, когда условные проходы ствола елки и ее боковых труб отличаются, цифровое обозначение указывают через дробь;
  • Х5 — рабочее давление в МПа;
  • Х6 — климатическое исполнение по ГОСТ 15150: для умеренной климатической зоны — без обозначения;
  • для умеренной и холодной климатических зон — ХЛ;
  • Х7 — исполнение по коррозионностойкости: для обычных сред — без обозначения; для сред, содержащих:

1. до 6% СО2 — К1;

2. до 6% Н2S и СО2 — К2;

3. до 25% Н2S и СО2 — К4.

Для изготовления элементов фонтанной арматуры применяются, стали марок 45, 40ХЛ, 40ХНЛ и другие легированные стали.

Большое значение для надежности, металлоемкости, технологичности изготовления, сборки-разборки, ремонтоспособности имеет способ стыковки элементов фонтанной арматуры: тройников, крестовиков, запорных устройств, катушек, вентилей, а также способ герметизации этих стыков. Существуют несколько способов стыка элементов фонтанной арматуры. Наиболее распространенный — фланцевый с креплением болтами или шпильками. К недостаткам таких соединений относятся их значительная металлоемкость, большое число болтов (шпилек) и необходимость стабильности крепления каждого из них, а также чувствительность соединения к эффекту релаксации. Фланцевые соединения обусловили необходимость сварки литой части заготовок корпусов тройников и крестовин со штамповками, что усложняет изготовление и приводит к увеличению объема работ по механической обработке.

Более простое соединение стыков — резьбовое с муфтовым соединением, так как отпадает необходимость во фланце, прокладках, большом числе болтов, отверстий под них и упрощается сборка-разборка. Однако резьбовое соединение увеличивает вертикальный размер арматуры.

В последние годы получают все более широкое применение так называемые хомутовые соединения, позволяющие резко уменьшить размеры фланцев стыкуемых деталей, которые превращаются в небольшие бурты. Одновременно отпадает необходимость в большом числе шпилек и отверстий под них. Особое преимущество хомутового соединения — в резком ускорении и упрощении сборки и разборки стыкуемых элементов арматуры.

При обеспечении высокой надежности элементов запорных устройств становится возможным и целесообразным, особенно при больших давлениях, изготавливать фонтанную арматуру из моноблоков, каждый из которых содержит несколько элементов арматуры: две — четыре задвижки, тройник или крестовину. В этом случае вообще отсутствуют стыки между этими элементами и отпадает необходимость в их герметизации, уменьшаются размеры, значительно сокращается металлоемкость.

7. Техническая характеристика фонтанной арматуры

Таблица 1

Основные параметры, характеризующие фонтанную арматуру

Рабочее давление,

Условный проход, мм

Пробное давление, МПа

МПа

Ствол

Боковые отводы

На прочность

На герметичность

7

65

50;65

14

7

14

65*

50;65*

28

14

21

65*

50;65*

42

21

21

80*

50;65*

42

21

21

100*

50;100*

42

21

21

150*

100*

42

21

35

50

50

70

35

35

65*

50;65*

70

35

35

80

50;65*

70

35

35

100*

65;80;100*

70

35

70

52*

52*

105

70

70

65

50;65

105

70

70

80*

50*;65;80

105

70

105

50

50

150

105

* Выпускаются серийно; остальные — по требованию заказчика

8. Типовые конструкций запорных устройств арматуры

В арматуре применяются следующие запорные устройства:

1. задвижки клиновые;

2. задвижки прямоточные;

3. краны;

4. вентили;

5. штуцера.

8.1 Задвижки клиновые и прямоточные

Запорные устройства первых трех типов являются основными в стволовой и отводящей частях арматуры. Вентили устанавливаются перед манометрами. Основное достоинство клиновой задвижки — ее простота. Но при открытой задвижке у проходного канала (рис. 4а) образуются большие боковые полости, вызывающие образование вихревых токов, потерю напора и возможность отложения в них солей, парафина и песка.

При этом уплотняющие поверхности у корпуса и клина интенсивно омываются потоками жидкости, отбираемой из скважины, что приводит к их усиленной коррозии и эрозии.

Рис. 7. Схемы: а) клиновой задвижки, б) прямоточной задвижки.

Этих недостатков нет у прямоточной задвижки (рис.4б).

Клиновое уплотнение у нее заменено шиберным с двумя плашками или одношиберным. Шибер при открытом и при закрытом проходном канале все время прижат к уплотняющим поверхностям деталей корпуса. Он состоит из двух половинок, разжимаемых пружинами. Общее усилие пружин может доходить до 9 кН. При закрытии или открытии прямоточной задвижки шибер скользит по уплотняющим поверхностям деталей корпуса. В открытом состоянии внутри задвижки образуется прямой канал без существенных боковых полостей. Уплотняющие поверхности не омываются потоком жидкости. К уплотняющим поверхностям у зазора А подается густая смазка. Таким образом, исключаются основные недостатки клиновой задвижки.

Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы — дроссели. Дроссель имеет корпус, в который вставлена стационарная или сменная втулка с небольшим по диаметру отверстием. Через отверстие втулки проходит вся продукция скважины. Подбором размера отверстия регулируют дебит скважины.

8.2 Краны

В пробковом кране с конической пробкой (рис.5) герметичность уплотнения обеспечивается точностью изготовления корпуса и пробки, размером зазора между ними, а также специальной смазкой, заполняющей корпус крана. Кран рассчитан на рабочее давление 14,0 МПа и имеет проходное отверстие 65 мм. Краны аналогичной конструктивной схемы выпускаются на давления до 100—120 МПа. Для установки, включения-отключения манометров и для снижения давления используются вентили.

Рис. 8. Пробковый кран.

Вентили, применяемые на фонтанных арматурах, рассчитаны на рабочее давление до 70,0 МПа, имеют проходное отверстие 5 мм и массу 3—4 кг.

Сложная конструкция прямоточной плоскошиберной задвижки (рис. 6) рассчитана также на рабочее давление 70,0 МПа, но отличается иной системой уплотнения. В корпусе задвижки установлены две направляющие щеки с емкостями для специальной смазки и каналами для ее подачи к уплотняемым поверхностям. Шибер состоит из двух плашек, распираемых несколькими пружинами. Плашки имеют пазы, в которых размещены головки шпинделя и контршпинделя. Смазка подается к уплотняемым поверхностям под давлением рабочей среды, что улучшает герметичность затвора. Запас смазки пополняется через обратные клапаны.

Для обеспечения управления задвижками, а также для обеспечения возможного телеуправления они снабжаются гидроприводом или пневмоприводом. Пневмоприводной задвижки на рабочее давление 70 МПа с условным проходным отверстием 50 мм. Как видно, конструкции собственно задвижек отличаются лишь исполнением устройства для перемещения шпинделя и наличием приводных цилиндров, гидравлического или пневматического.

Рис. 9. Плоскошиберная задвижка с принудительной смазкой запорного устройства: 1 — корпус; 2 — щека; 3 — шпиндель; 4 — обратный клапан; 5- втулка; 6 — маховик: 7 — винт; 8 — гайка; 9 — корпус подшипника; 10- масленка; 11 — подшипник; 12 — уплотнение; 13 — крышка; 14 — поршенек; 15-канавка;16-втулка;17-контршпиндель.

8.3 Штуцеры

Регулируемые штуцеры аналогичны по конструкции вентилю. Они позволяют бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо.

Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого отверстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя меняется в пределах от 3 до 35 мм, что и позволяет регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление до 70,0 МПа. Масса штуцера около 80 кг. Для облегчения управления штуцерами и для возможности телеуправления они оснащаются приводом.

Рис. 10. Штуцер.

При агрессивных средах и больших расходах жидкости или газа насадка шпинделя и гнездо штуцера быстро изнашиваются. Для повышения износостойкости этих деталей они изготовляются из специальных композитных материалов. Однако и это не исключает необходимости в частых сменах регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные, втулочные штуцеры с разными диаметрами отверстий, которые при износе поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми.

Смена обычного втулочного штуцера трудоемка и длительна. Для облегчения и ускорения этой операции применяются быстросменные штуцеры (рис. 7).

За счет использования сменных втулок с отверстиями диаметром 5, 8, 10, 15, 20, 25, 30 мм и возможности их быстрой смены можно ступенчато регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление 70 МПа.

Наиболее интенсивное разрушение деталей фронтальной арматуры, манифольда и запорных устройств возникает при сероводородной коррозии, приводящей к сульфидному растрескиванию стали из-за водородного охрупчивания. Наиболее интенсивное разрушение деталей фронтальной арматуры, манифольда и запорных устройств возникает при сероводородной коррозии, приводящей к сульфидному растрескиванию стали из-за водородного охрупчивания.

Рис. 11. Быстросменный штуцер: 1 — обойма; 2,9 — уплотнительные кольца; 3 -пружина; 4 — дроссель; 5 — уплотнение дросселя; 6 — винт; 7 — проточка; 8 — корпус; 10 — кольцо

С увеличением прочности и твердости металла, с ростом действующих в сечении напряжений, особенно переменных, скорость коррозии увеличивается. Стали с высоким содержанием углерода корродируют быстрей, чем стали с низким. Поэтому для изготовления в антикоррозионном исполнении по отношению к Н2S применяются стали с небольшим содержанием углерода (0,05— 0,22%), а нагрузки на изделие не должны приводить к большим напряжениям.

9. Фонтанные арматуры применяемые в нефтедобывающих компаниях

9.1 Арматура фонтанная АФК1-65х21/35М

Арматура малогабаритная предназначена для эксплуатации фонтанных (газлифтных) скважин, пропуска добываемой среды в нужном направлении, ее регулирования и контроля по расходу и давлению герметизации трубного, затрубного (межтрубного) пространства фонтанных (газлифтных) скважин, контроля и регулирования режима эксплуатации, подвешивания обсадных колонн и разобщения межколонных пространств, проведения исследования и изучения скважин, а также предназначена для возможности отбора проб нефти и газа в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов (12 -115) по ГОСТ 16350-80.

Включает в свой состав в зависимости от схем сборки задвижки, дроссели, ответные и иснтрументалъные фланцы, обратные клапаны и т.д.

Возможно изготовление по ГОСТ 28919-91, РД 26-16-40-89.

Климатическое исполнение арматуры — УХЛ категория размещения при эксплуатации 1 по ГОСТ 15150-69 при температуре окружающего воздуха от -60°С до +40°С. Арматура предназначена для некоррозионной либо коррозионной скважинкой среды К1 и К2. Некоррозионная среда: нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, суммарным содержанием H2S и С02 до 0,003 % и пластовой воды до 90 % по объёму Коррозионная среда:

К1 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, пластовой воды до 90 % по объему, С02 до 6 %. К2 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, пластовой воды до 90 % по объему, С02 и H2S до 6 %. Сертификат соответствия № РОСС RU.AB68.B00782 в системе сертификации ГОСТ Р. Срок действия по 23 декабря 2012 года.

Таблица 2

Наименование параметра

АФК1-65х21

АФК1-65х35

Рабочее давление. МПа. не более

21

35

Условный проход мм

ствола

65

65

боковых отводов елки

65

65

боковых отводов трубной головки

65

65

Запотиое устройство (задвижка)

ЗМС 65×21

ЗМС 65×35

Управление арматурой

ручное

Схема арматуры ГОСТ 1ЪШ

1

Число подвешиваемых скважин ных трубопроводов

1

Габаритные размеры, мм

длина

1583

1593

ширина

885

885

высота

1610

1610

Масса, кг

640

670

9.2 Арматура фонтанная АФК6-80/65х21/35

Арматура фонтанная предназначена для эксплуатации фонтанных (газлифтных) скважин, пропуска добываемой среды в нужном направлении, ее регулирования и контроля по расходу и давлению герметизации трубного, затрубного (межтрубного) пространства фонтанных (газлифтных) скважин, контроля и регулирования режима эксплуатации, подвешивания обсадных колонн и разобщения межколонных пространств, проведения исследования и изучения скважин, а также предназначена для возможности отбора проб нефти и газа в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов (12 -115) по ГОСТ 16350-80.

Включает в свой состав в зависимости от схем сборки задвижки, дроссели, ответные и иснтрументальные фланцы, обратные клапаны и т.д.

Возможно изготовление по ГОСТ 28919-91, РД 26-16-40-89.

1 по ГОСТ 15150-69 при температуре окружающего воздуха от -60°С до +40°С.

Арматура предназначена для некоррозионной либо коррозионной скважинной среды К1 и К2.

Некоррозионная среда: нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей

до 0,05 %, суммарным содержанием H2S и С02 до 0,003 % и пластовой воды до 90 % по объёму.

Коррозионная среда:

К1 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, пластовой воды до 90 % по объему, С02 до б %. К2 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, пластовой воды до 90 % по объему, С02 и H2S до 6 %. Сертификат соответствия № РОСС RU.AB68.B00782 в системе сертификации ГОСТ Р. Срок действия по 23 декабря 2012 года.

Таблица 3

Наименование параметра

АФКЭ2-65х21

АФКЭ2-65х35

Рабочее давление, МПа, не более

21

35

Условный проход, мм

ствола

80

80

боковых отводов елки

65

65

боковых отводов трубной головки

65

65

Запорное устройство (задвижка)

ЗМС 80×21 ЗМС 65х21

ЗМС 80х35 ЗМС 65х35

Управление арматурой

ручное

Схема арматуры ГОСГ13846

6

Число подвешиваемых скважинных трубопроводов

1

Габаритные размеры, мм

длина

2260

2260

ширина

885

885

высота

2475

2585

Масса, кг

2090

2170

9.3 Арматура фонтанная АФКЭ2-65х21/35

Арматура фонтанная предназначена для эксплуатации фонтанных (газлифтных) скважин, пропуска добываемой среды в нужном направлении, ее регулирования и контроля по расходу и давлению герметизации трубного, затрубного (межтрубного) пространства фонтанных (газлифтных) скважин, контроля и регулирования режима эксплуатации, подвешивания обсадных колонн и разобщения межколонных пространств, проведения исследования и изучения скважин, а также предназначена для возможности отбора проб нефти и газа в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов (12 -115) по ГОСТ 16350-80.

Включает в свой состав в зависимости от схем сборки задвижки, дроссели, ответные и иснтрументальные фланцы, обратные клапаны и т.д.

Возможно изготовление по ГОСТ 28919-91, РД 26-16-40-89.

Климатическое исполнение арматуры — УХЛ категория размещения при эксплуатации 1 по ГОСТ 15150-69 при температуре окружающего воздуха от -60°С до +40°С. Арматура предназначена для некоррозионной либо коррозионной скважинной среды К1 и К2. Некоррозионная среда: нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, суммарным содержанием H2S и С02 до 0,003 % и пластовой воды до 90 % по объёму. Коррозионная среда:

К1 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, пластовой воды до 90 % по объему, С02 до 6 %. К2 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, пластовой воды до 90 % по объему, С02 и H2S до 6 %. Сертификат соответствия * № РОСС RU.AB68. В00782 в системе сертификации ГОСТ Р. Срок действия по 23 декабря 2012 года.

Таблица 3

Наименование параметра

АФКЭ2-65х21

АФКЭ2-65х35

Рабочее давление, МПа, не более

21

35

Условный проход, мм

ствола

65

65

боковых отводов елки

65

65

боковых отводов трубной головки

65

65

Запорное устройство (задвижка)

ЗМС 65×21

ЗМС 65×35

Управление арматурой

ручное

Схема арматуры ГОСГ13846

2

Число подвешиваемых скважинных трубопроводов

1

Габаритные размеры, мм

длина

1800

1800

ширина

885

885

высота

2285

2360

Масса, кг

1090

1190

9.4 Арматура фонтанная АФК6-65х70

Арматура фонтанная предназначена для эксплуатации фонтанных (газлифтных) скважин, пропуска добываемой среды в нужном направлении, ее регулирования и контроля по расходу и давлению герметизации трубного, затрубного (межтрубного) пространства фонтанных (газлифтных) скважин, контроля и регулирования режима эксплуатации, подвешивания обсадных колонн и разобщения межколонных пространств, проведения исследования и изучения скважин, а также предназначена для возможности отбора проб нефти и газа в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов (12 -115) по ГОСТ 16350-80. Включает в свой состав в зависимости от схем сборки задвижки, дроссели, ответные и иснтрументалъные фланцы, обратные клапаны и т.д.

Климатическое исполнение арматуры — УХЛ категория размещения при эксплуатации 1 по ГОСТ 15150-69 при температуре окружающего воздуха от -60°С до +40°С

Арматура предназначена для некоррозионной либо коррозионной скваэ/синной среды К1 и К2.

Некоррозионная среда: нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, суммарным содержанием H2S и С02 до 0,003 % и пластовой воды до 90 % по объёму.

Коррозионная среда:

К1 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %,

пластовой воды до 90 % по объему, С02 до 6 %. К2 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, пластовой воды до 90 % по объему, С02 и H2S до 6 %. Сертификат соответствия № РОСС RU.AB68.B00782 в системе сертификации ГОСТ Р.

Срок действия по 23 декабря 2012 года

Таблица 4

Наименование параметра

Значение

Рабочее давление, Мпа, не более

70

Условный проход, мм

ствола

65

боковых отводов елки

65

боковых отводов трубной головки

65

Запорное устройство (задвижка)

ЗМС 65х70

Управление арматурой

ручное

Схема арматуры ГОСТ 13846

6

Число подвешваемых скважинных трубопроводов

1

Габаритные размеры, мм

длина

3550

ширина

890

высота

2850

Масса, кг

3150

9.5 Арматура фонтанная АФ6-80/65х21/35

Арматура фонтанная предназначена для эксплуатации фонтанных (газлифтных) скважин, пропуска добываемой среды в нужном направлении, ее регулирования и контроля по расходу и давлению герметизации трубного, затрубного (межтрубного) пространства фонтанных (газлифтных) скважин, контроля и регулирования режима эксплуатации, подвешивания обсадных колонн и разобщения межколонных пространств, проведения исследования и изучения скважин, а также предназначена для возможности отбора проб нефти и газа в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов (12 -115) по ГОСТ 16350-80.

Включает в свой состав в зависимости от схем сборки задвижки, дроссечи, ответные и иснтрументальные фланцы, обратные клапаны и т.д.

Возможно изготовление по ГОСТ 28919-91, РД 26-16-40-89.

Климатическое исполнение арматуры — УХЛ категория размещения при эксплуатации 1 по ГОСТ 15150-69 при температуре окружающего воздуха от -60°С до +40°С. Арматура предназначена для некоррозионной либо коррозионной скважинной среды К1 и К2. Некоррозионная среда: нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, суммарным содержанием H2S и С02 до 0,003 % и пластовой воды до 90 % по объёму. Коррозионная среда:

К1 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, пластовой воды до 90 % по объему, С02 до 6 %.

К2 — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05 %, пластовой воды до 90 % по объему, С02 и H2S до 6 %.

Сертификат соответствия № РОСС RU.AB68.B00782 в системе сертификации ГОСТ Р. Срок действия по 23 декабря 2012 года.

Таблица 5

Наименование параметра

АФКЭ2-65х21

АФКЭ2-65х35

Рабочее давление, МПа, не более

21

35

Условный проход, мм

ствола

80

80

боковых отводов елки

65

65

боковых отводов трубной головки

65

65

Запорное устройство (задвижка)

ЗМС 80×21 ЗМС 65х21

ЗМС 80х35 ЗМС 65х35

Управление арматурой

ручное

Схема арматуры ГОСГ13846

6

Число подвешиваемых скважинных трубопроводов

1

Габаритные размеры, мм

длина

2260

2260

ширина

885

885

высота

2475

2585

Масса, кг

2090

2170

фонтанная арматура нефтедобывающий

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kontrolnaya/fontannaya-armatura-troynikovogo-tipa/

1. Н.Г. Середа, В.М. Муравьев — «Основы нефтяного и газового дела», Москва 1980.

2. Чичеров.

3. Молчанов А.Г. «Нефтепромысловое оборудование», М.: Недра 1976

4. Каталог нефтепромыслового оборудования, Челябинск 2010.

5. Журнал «Сфера нефтегаз» Санкт-Петербург: «Любавич», 4/2010.