Фонтанная арматура классифицируется по следующим параметрам

Фонтанной арматурой (ФА) называется комплекс устройств, конструктивных узлов и труб с фланцевыми соединениями, совокупность которых обеспечивает работу фонтанирующих скважин. В состав блока, который устанавливается на колонную головку, входит устьевое оборудование и трубная обвязка, укомплектованная задвижками, фитингами, дросселями.

Маркировка

Маркировочный код оборудования содержит в себе следующую информацию: название, шифр, обозначение изделия согласно документации на поставку.

Особенности маркировки оборудования:

• Название. Аббревиатурой ФА (АФ) и AH(HA) обозначается фонтанная и нагнетательная арматура, индексами EH и ЕФ — устьевое оборудование.
• Способ монтажа. Если трубопровод подвешивается в переводнике, то проставляется индекс K. Другие способы монтажа не имеют обозначения.
• Тип запорного механизма. Наличие блока ДУ маркируют индексом Д, полностью автоматические системы обозначают — A, комбинированные — B.
• Размеры. Следующие элементы маркировки — внутренний диаметр боковых отводов и ствола ЕФ или EH.
• Рабочее давление. Этот параметр указывается цифрами в МПа.

При необходимости в маркировочном коде проставляется индекс. обозначающий модификацию или модернизацию устройства.

Дополнительно указывается коррозионностойкое исполнение устьевого оборудования:

• K1 — содержание диоксида углерода в составе транспортируемой среды не превышает 6%;
• K2 — в составе транспортируемой среды помимо диоксида углерода содержится не больше 6% сероводорода;
• K3 — уровень содержания CO2 и H2S в составе рабочей среды может доходить до 25%.

Пример маркировки и ее расшифровки:

• АФ5В-55/З5х35 ГОСТ 1З846-89. Так маркируется фонтанная арматура, смонтированная по типовой схеме номер пять, с управлением комбинированного типа, D ствола и боковых отводов 55,0 и З5,0 мм соответственно. Оборудование рассчитано на эксплуатацию при внутреннем давлении З5 МПа (З56,9 кгс/см2).

Типовые схемы

Монтаж скважинного оборудования выполняется в определенном порядке. Возможно объединение нескольких составных элементов в один блок без изменения схемы конструкции.

Рис.1. Типовые схемы ЕФ.

Рис. 2. Типовые схемы EH (тройниковых и крестовых).

Рис. З. Типовые схемы трубных обвязок HA.

В таблицах 1 и 2 указаны основные параметры ФА и НА.

Табл.1.

Табл.2.

Технические требования к устьевому оборудованию

Конструкция оборудования обеспечивает его полную герметичность и исключает вероятность утечки рабочей среды. Гидравлические испытания устройств на герметичность проводятся путем опрессовки давлением. Также выполняется проверка соосности элементов ФА.

Табл.З. Диаметры фланцевых соединений.

Особенности конструкции трубной обвязки позволяют подвешивать скважинные трубопроводы внутри корпуса трубных головок, контролировать уровень давления и осуществлять управление скоростью потока в межтрубном пространстве.

По запросу заказчика ФА комплектуется регулируемыми или нерегулируемыми дросселями, автоматическими предохранителями, быстросборными соединениями, запорными устройствами с дистанционным или автоматическим управлением, а также устройствами, которые позволяют соединять скважинное оборудование с наземным блоком управления. Запорная арматура типа А, Д и B предусматривает возможность управления оборудованием вручную. Включение в конструкцию автоматических запорных устройств позволяет перекрывать скважину в случае возникновения нештатных ситуаций.

Рис. 4. Пример схемы ФА с блоком управления без манометров, датчиков температуры, сигнализаторов загазованности.

Требования к материалам

Для изготовления оборудования используется сталь углеродистых, низколегированных, и мартенситных нержавеющих марок классов АА, ВВ, СС, DD, ЕЕ, FF, НН. Элементы и конструкционные узлы, работающие в сероводородной среде и при воздействии диоксида углерода должны соответствовать параметрам, указанным в табл. 4 и 5.

Таблица 4.Химический состав материалов.

Таблица 5. Механические свойства.

Для повышения прочности и твердости элементов оборудования, заготовки для его изготовления подвергаются дополнительной термической обработке, закалке. Металлопрокат проходит ряд испытаний, включая оценку ударной вязкости и устойчивости к нагрузкам на сжатие, растяжение и изгиб.

Требования к сварным соединениям

При изготовлении задвижек, фитингов и других элементов скважинного оборудования применяется сварка, а также коррозионноустойчивая или упрочняющая наплавка. Аттестация выполняемых работ осуществляется предприятием-производителем. По результатам испытаний после определения свойств и качеств сварных соединений составляется протокол.

Сварочные работы выполняются с применением электродов ГОСТ 9467 и сварочной проволоки ГОСТ 2246. Характеристики соединительных швов должны соответствовать стандартам ASME, требованиям ГОСТ 5264, ГОСТ 14771, ГОСТ 871З, ГОСТ 160З7.

Подогрев материала и термообработка соединительных швов выполняется с учетом характеристик применяемых материалов и условий эксплуатации.

Сварку или упрочняющую наплавку могут проводить аттестованные сварщики. Термообработкой изготавливаемого оборудования занимаются квалифицированные специалисты — операторы термических установок.

Качество сварных швов определяется аттестованными контролерами.

Качество наплавки, прочность и плотность соединительных швов выполняется способами неразрушающего контроля. Определение качества соединительных и наплавочных швов включает в себя ряд испытаний:

• Визуальный и измерительный контроль. Для проведения испытаний применяются шаблоны, увеличительное оборудование, измерительные инструменты.
• Радиография (РГ). Для обнаружения внутренних дефектов применяются рентгеновские лучи. Этот способ позволяет обнаружить дефекты, размер которых менее 1% от толщины основы или наплавляемого металла.
• Люминесцентная или цветная дефектоскопия. Поверхность металла покрывают специальной краской или обрабатывают флюоресцирующим составом и облучают ультрафиолетовой лампой. Этот способ дает возможность выявлять поверхностные дефекты, непровары, незаплавленные кратеры, микротрещины металла, подрезы.
• Ультразвуковая дефектоскопия. Принцип данной методики основан на способности УЗ-волн отражаться от поверхности, которая может иметь разные акустические свойства. УЗД контроль позволяет с высокой точностью определять места залегания и размеры дефектов.
• Стилоскопирование металла. Это метод, позволяющий в минимальные сроки определить химический состав соединительного шва, упрочняющей или антикоррозионной наплавки, а также измерить толщину слоя.

Испытания выполняются после термической и механической обработки, если она предусмотрена нормативно-технической документацией.

Защита оборудования от коррозии

В условиях воздействия агрессивной среды оборудование из углеродистой, легированной и коррозионностойкой стали со временем поражается коррозией в виде пятен, бороздок, контактной, сквозной, питтинговой, подпленочной, гальванической или мейза-коррозией. В этом случае требуется ремонт или замена оборудования, что влечет за собой дополнительные расходы.

Скорость коррозии зависит от целого ряда факторов. Это температура эксплуатации, концентрация сероводорода и диоксида углерода в составе рабочей среды, насыщенность раствора, наличие абразивных примесей. Чтобы увеличить срок безремонтной эксплуатации скважинного оборудования и снизить финансовые потери, применяются химические, физические, технологические способы защиты от коррозии.

На производстве, в заводских условиях, на поверхность металла наносятся защитные покрытия. Нанесение составов осуществляется гальваническим способом, по технологии полимеризации и электродуговой металлизации, методами газотермического, плазменного, детонационного напыления. Эти способы позволяют получать плотное покрытие с отличными адгезионными характеристиками.

Способ газотермического напыления обеспечивает наиболее эффективную антикоррозионную защиту металла. Данная технология условно называется «холодной» поскольку при обработке составных элементов скважинного оборудования температура нагрева деталей не превышает +120С +150С. Это позволяет избежать изменения структуры металла при нанесении защитных покрытий.

У многослойных покрытий отсутствует сквозная пористость, что снижает их коррозионно-эрозионный износ. В качестве подслоя наносится ТСЗП-ВС-016.45, в состав которого входит железо, хром, никель.

Основное покрытие — ТСЗП-ВС-013.45, состоящее из смеси железа, хрома, никеля, молибдена, кремния. Прочность сцепления защитного покрытия — более 70 МПа.

Толщина каждого слоя 100-120 мкм, микротвердость готового покрытия от 500 до 800 HV.

Не менее эффективным способом защиты устьевого оборудования является нанесение изолирующих покрытий на полиуретановой основе. Такие покрытия обладают влагостойкостью, высокой устойчивостью к агрессивным средам, стойкостью к атмосферным факторам, имеют высокую устойчивость к ударным и изгибающим нагрузкам.

Завод РиНМ производит и реализует скважинное и устьевое оборудование крупными или мелкооптовыми партиями по выгодным ценам. На всю продукцию предоставляются сертификаты качества и сертификаты соответствия.

Состав и назначение фонтанной арматуры — схема обвязки

Главная / Изделия из металла /  

Устьевая фонтанная арматура АФК считается одним из самых важных устройств в сфере добычи нефти и газа. Все требования к ней изложены в Государственном стандарте 13846.

Из чего состоит фонтанная арматура

Что такое фонтанная арматура, конструкция и назначение её? Это одно целое, которое, в свою очередь, состоит из фонтанной елки, а также головки трубного типа. Трубная головка, в свою очередь, несет на себе задачу по подвеске труб и обеспечении герметичности межу ними и эксплуатационной грядой.

Трубная головка, так же находится на том, довольно высоко важном уровне работы, когда ей приходится сдерживать и принимать на себя давление, которое возникает между трубами. Данное давление может быть запредельным, что достаточно опасно для жизни и здоровья людей.

Её закрепляют на трубной головке. Кроме этого, она несет в себе следующие задачи. Прежде всего, она контролирует давление. Сюда же входит контроль над температурными скачками и проведение необходимых технологических проверок и различных исследований.

Также осуществляется контроль и отвод продуктов скважины в промышленный трубопровод.

С учётом большого давления, фонтанную арматуру, конструкция и назначение которой описаны выше, как часть довольно важного промышленного оборудования, арматуру проверяют на выносливость в процессе давления, которое в полтора или в пару раз выше давления, указанного в эксплуатационном паспорте.

Назначение фонтанной арматуры

Фонтанная арматура имеет основные случаи использования:

• герметизация скважины;
• формирование отвода продукции;
• регулировка скважинного дебита;
• доступ непосредственно к забою скважины;
• манипуляции в затрубном пространстве (проведение операций по забору проб не останавливая производство, изменение давления и температуры в скважинном забое).

Фонтанная арматура используется при избыточном давлении под воздействием больших нагрузок. Применяют конструкцию в том случае, когда есть вероятность воздействия агрессивной среды в скважинах. Часто ее используют при больших абразивных нагрузках, когда в воде насчитывают большое количество объединений различных пород.

Использование фонтанной арматуры для добычи нефти

Использовать систему нужно с учетом того, что этот тип оборудования должен иметь высокую прочность и долговечность, без чего производство будет неэффективным. Основной выбор применения данного оборудования это — добыча газа и прокладка нефтяных трубопроводов.

к меню

Разновидности

Госстандарт определил несколько видов фонтанной арматуры:

1. Тройниковая/Крестовая (выбор зависит от конфигураций фонтанной елки). Боковые отводы подсоединяются к сборным и замерным установкам с помощью выкидных линий.
2. Двухрядная или однорядная (количество рядов насосных изделий, спускающихся в скважину).
3. Оснащена задвижками или кранами. Задвижки используют для нефтяных скважин, а краны – для газовых.

В зависимости от конструктивных и прочностных признаков, фонтанная обвязка классифицируется по:

1. Рабочему давлению. Стандартная обвязка рассчитана на давление 7-105 МПа. Арматуру, рассчитанную на максимально высокое давление, применяют для очень глубоких скважин, или в которых было зафиксировано аномально высокое пластовое давление (АВПД).
2. Размеру проходного сечения ствола (50-150 мм). Конструкция с диаметром ствола от 100 до 150 мм, рассчитана на высокодебитные нефтяные и газовые скважины.

Выбирая материал для изготовления устройства, необходимо учесть свойства среды, без чего не обойтись. При пожаро- и взрывоопасной среде не рекомендуют останавливать выбор на чугунных деталях.

Типовые схемы и номера таблиц находятся в прейскуранте Министерства машиностроения.

Фонтанная елка ЕФ6Д-100/80×70КЗ

Типовые виды арматуры включают различные задвижки, краны, клапаны, вентили. Специальная обвязка состоит из редукционных вентилей, затворов и клапанов для катализаторопроводов и резервной арматуры.

Заказывая типовое подключение заводам-изготовителям, необходимо сообщить ее условные обозначения с определённой схемы.

к меню

3 Фонтанная елка – часть арматуры

Как уже было сказано, на трубную обвязку монтируется фонтанная елка. Для этих целей используется верхний фланец. Елка требуется для:

• контроля на устье скважины величины рабочего давления;
• направления газового или нефтяного потока на замерное устройство (в выкидную линию);
• закрытия скважины;
• спуска диагностической аппаратуры и приборов в скважину;
• изменения технологических режимов функционирования скважины.

Существует несколько разных конструкций фонтанных елок. Все они делятся на два типа – тройниковые и крестовые. И в первых, и во вторых имеются следующие элементы:

• запорное устройство;
• центральная задвижка;
• переводник, который ведет к головке (трубной);
• штуцер (специалисты нефтегазовой сферы обычно именуют его дросселем).

Различие же между конструкциями заключается в том, что в крестовых вариантах имеется крестовина, а в тройниковых – тройник. Причем тройников может быть два, если монтируется двухъярусная конструкция насосно-компрессорных труб, или один (конструкция в один ярус).

Верхняя часть елки накрыта буфером (иначе он называется колпаком).

Крестовая схема предусматривает наличие рабочего и запасного бокового отвода, тройниковая – наличие запасной (расположена снизу) и рабочей (находится вверху) выкидной линии.

Запасные линии в процессе эксплуатации находятся в закрытом положении. Их открывают только тогда, когда возникает потребность в проведении ремонтных либо обслуживающих мероприятий:

• при разрушении конструкции, вызываемом коррозией;
• при необходимости замены штуцера и так далее.

Конкретный вид елки, а также количество выкидных линий подбирают с учетом параметров газовой или нефтяной скважины. На большинстве современных объектов устанавливают тройниковые фонтанные елки, в которых число таких линий равняется двум.

А вот одна выкидная линия монтируется только в скважинах с малым (до 14 МПа) давлением в устье.

Крестовая же схема признается оптимальной для скважин с давлением свыше 35МПа при условии, что в жидкой или газовой смеси, выносимой на поверхность, нет механических твердых включений.

Добавим, что существует и два отдельных типа елки без центральной задвижки, но они в настоящее время на отечественных нефтегазовых предприятиях не используются.

Конструкция

• Производство арматуры, согласно ГОСТ 13846-84, предполагает использование схемы тройникового и крестового типа.
• Устройство состоит из:
• data-ad-client=»ca-pub-8514915293567855″
• data-ad-slot=»1955705077″>

• трубная головка;
• фонтанная елка;
• запорные устройства с ручным управлением;
• дроссели.

Трубная головка используется для подвески нескольких рядов НКТ, а также их герметизации. Кроме того, трубная головка принимает участие в технологических операциях, которые включают: освоение, эксплуатацию и ремонт скважины.

Подвешивание колон осуществляют (на резьбе):

• если однорядный лифт – на резьбе катушки;
• если двухрядный лифт: внутренняя колонна – на резьбе катушки, наружная колонна – на резьбе крестовины трубной головки.

Трубная головка предполагает замену своих боковых задвижек. Этот процесс осуществляется с помощью специальных глухих пробок, которые устанавливают в резьбовых отверстиях корпуса.

Запорные устройства на фонтанной арматуре с ручным упралением

Функции елки:

• направляет продукцию в выкидную линию;
• принимает участие в установке специальных устройств;
• замеры давления и температуры среды;
• спуск скважинных приборов для очистки труб.

Запорные устройства представлены в виде проходных пробковых кранов и прямоточных задвижек с подачей смазки. Их основное предназначение – перекрытие проходных отверстий.

Колонные головки выполняют функцию подвески для обсадной колонны, герметизация и контроль давления между колоннами труб.

к меню

Технические требования к конструкции

ГОСТ 13846-89 определяет фонтанную арматуру как устройство, предназначенное для герметизации скважин, перекрытия среды и ее направления в манифольд, и проведение других технологических операций.

Согласно ГОСТ 16350-80 фонтанная арматура может быть использована в умеренном и холодном макроклиматических районах. Размещение производится по категории 1 (ГОСТ 15150-69).

Оптимальная температура воздуха окружающей среды: от -60ºC и до +40ºC.

1. Качественная арматура долговечна и выдерживает атмосферные нагрузки
2. ГОСТ 51365-2009 установил использование определенного материала и уровень технических требований, которые больше всего подходят к условиям эксплуатации.
3. Производство деталей можно проектировать по индивидуальным заказам с учетом того, что все условия эксплуатации и выбор комплектующего материал будут соответствовать установленным стандартам.
4. к меню

Обозначение АФК

• АФ – арматура фонтанная;
• К – способ подвешивания трубопровода по ГОСТ 13846-84;
• n – схема по ГОСТ 13846-84 (n = 1-6);
• Э – кабельный ввод;
• 65×21 – условный проход и рабочее давление в МПа;
• ХЛ – климатические исполнения изделия;
• К1 – категория коррозионной стойкости.

Типовые схемы по ГОСТ 13846-89:

• АФ1, АФК 1;
• АФ2, АФК 2;
• АФ3, АФК 3;
• АФ4, АФК 4;
• АФ5, АФК 5;
• АФ6, АФК 6.

к меню

Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры

В процессе пользование скважины производится монтаж и опрессовка конструкции. Основную функцию в присоединении осуществляют колонные головки. Находящиеся в верхнем фланце отверстия, позволяют прикрепить детали различных типоразмеров.

Монтаж узла оборудования из фонтанной арматуры

Поэтапная установка:

1. Между фланцами укладывают специальную малоуглеродистую сталь с овальным сечением.
2. При помощи элеваторов опускают колонну компрессорных труб.
3. Свинчивают трубы (перед свинчиванием нужно смазать резьбу труб).
4. Спускают колонны труб.

По окончанию установки производят опрессовку для проверки герметичности всех соединений.

Ремонт конструкции происходит в специализированных мастерских. Предварительно, фонтанная арматура, разбирается на отдельные детали. Елку тщательно моют и проверяют остальные составляющие.

Фонтанная арматура имеет конструктивную особенность, что позволяет защитить почву и окружающую среду от содержимого трубопровода.

к меню

Использование фонтанной арматуры в нефтедобывающей отрасли (видео)

4 Особенности дросселирующих устройств нефтегазовых скважин

На запасных и рабочих выкидных линиях, как было сказано, монтируются штуцеры (дроссели). Они образуют гидравлические локальные сопротивления потоку добываемой продукции и требуются для корректирования режима функционирования скважины. Штуцеры делят на:

• нерегулируемые:
• регулируемые.

Самым простым нерегулируемым штуцерным устройством является 10-миллиметровый диск из стали (подходит и низколегированная, и высоколегированная сталь), который размещается между фланцами.

Подобный дроссель располагает в своем центре отверстием сечением в пределах 3–35 миллиметров.

Выбираемое для каждого конкретного случая сечение позволяет скважине и арматуре работать в заданном технологическом режиме.

Дроссели регулируемого типа похожи на обычный вентиль. Их проходной диаметр можно изменять по мере необходимости при помощи наконечника, которые посредством перемещения маховика отдаляется от втулки либо приближается к ней.

Регулируемые штуцеры эксплуатируются при нагрузке не более 70 МПа.

Применяются они реже, чем нерегулируемые, так как срок эксплуатации регулируемых устройств очень мал (если из скважины вместе с нефтью или газом подается материал высокого абразивного уровня, они сразу же выходят из строя).

Это интересно: Удельная масса и вес арматуры 12 мм на основе таблицы ГОСТ

Маркировка арматуры

Для маркировки этого типа продукции применяют буквенно-цифровые сокращения, которые обозначают следующим образом АФХ или АФКХ, где АФ говорит о типе арматуры, в этом случае арматура фонтанная, буква «К» сообщает о методе подвески трубопровода.

Буква Х (от 1 до 6) показывает на схему в соответствии с ГОСТ 13846–84 .

Кроме того, в маркировке изделия могут быть указаны численные параметры, показывающие рабочий диаметр и давление, климатическое исполнение и некоторые другие, в частности, класс коррозионной стойкости.

Классификация фонтанной арматуры

Базовым типом арматуры для использования на добывающих скважинахявляется фонтанная арматура.

Она используется на всех газовых скважинахи нефтяных скважинах, на которых ведется добыча фонтанным илигазлифтным способом.

При эксплуатации насосных скважин используютсямодификации фонтанной арматуры – штангонансосная и электронасосная арматура. Она конструируется по схожему принципу, с некоторымимодификациями и упрощениями.

Фонтанирование нефтяных скважин обычно происходит в началеразработки месторождений, когда запас пластовой энергии велик идавление на забое скважины достаточно большое, чтобы поднять жидкостьдо устья скважины.

Устьевые давления на скважинах газовых игазоконденсатных месторождений сравнительно высокие в течениедлительного периода разработки месторождений, поэтому могутразрабатываться фонтанным способом даже до забрасыванияместорождения.

Типы фонтанных арматур

Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин делится на подземноеи наземное оборудование. К подземному оборудованию относится обвязка обсадных колонн. Наземное оборудование состоит из устьевой арматуры,крепящейся к обвязке колонн, а точнее – к колонной головке, и манифольда.

Фонтанная арматура устанавливается на скважины двух типов: добывающиие   (применяется фонтанная арматура нефтяных скважин) и нагнетательные (применяется арматура устьевая нагнетательная).

В добывающих скважинах производится отбор пластового флюида – нефти или газа.

Нагнетательные скважины используются длязакачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей впродуктивный пласт, обеспечивая таким образом замещение пластового флюида в коллекторе и поддержание пластового давления.

Основные требования, предъявляемые к фонтанной арматуре нефтяных и газовых скважин устьевой нагнетательной арматуре и ее запорнымэлементам, закреплены в гостах:ГОСТ 13846-89 «Арматура фонтанная и нагнетательная.

Типовые схемы,основные параметры и технические требования к конструкции»,ГОСТ 28996-91 «Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины иопределения»,ГОСТ Р 51365-99 «Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое.

Общие технические условия».

Строение фонтанной арматуры

Строение фонтанной арматуры определяется требованиями технических условий и чертежей, выпущенных на заводе.

Ссылка в чертежах деталей и сборочных единиц на ТУ изготовителя обязательна.

При наличии в чертежах деталей и сборочных единиц ссылки на ТУ, технические требования к гидростатическим испытаниям, испытаниям на воздействие статической механической нагрузки, методика их проведения, время выдержки и допуски на время выдержки, допуски на давления испытаний, допуски на усилия нагружения допускается не указывать.

Конструкторская документация разрабатывается в соответствии с требованиями ЕСКД, государственных стандартов, государственных стандартов Российской Федерации, API 6А и другой нормативно-технической документации, на которые имеются ссылки в техническом задании или договоре (контракте) на поставку оборудования.

• В чертежах деталей и сборочных единиц, на которые распространяются требования раздела 7 API 6А, указываются непосредственно из таблиц:
• — PSL;
• — механические свойства, химический состав материала (при необходимости);
• — требования по маркированию и клеймению.

Оборудование прочное при пробном давлении и герметичное относительно окружающей среды, а также между полостями обвязываемых обсадных колонн и скважинных трубопроводов при рабочем давлении. Величина указанных давлений соответствует ГОСТ 13846-89 и рекомендациям API 6А.Присоединительные размеры фланцев соответствуют API 6А или ГОСТ 28919-91.

Оборудование относится к изделиям конкретного назначения, длительного непрерывного применения, восстанавливаемым после отказа, стареющим и ремонтируемым обезличенным способом. Оборудование обслуживается периодически одним оператором и контролируется перед применениемСредний срок службы – не менее 15 лет.

Средняя наработка на отказ, час (циклов) — 8700 (210).

1. Средняя наработка оборудования на отказ определяется средней наработкой на отказ запорно-регулирующей арматуры по результатам как стендовых, так и эксплуатационных испытаний. Отказом оборудования считают:
2. — потерю герметичности в запорных устройствах;- недросселирование потока рабочей среды иглой штуцера углового при функционировании рукояткой;
3. — потерю герметичности разъемных соединений, не устраняемую подтягиванием;
4. — выход из строя составных частей оборудования, что требует их замену или капитальный ремонт.

Производители фонтанной арматуры

Фонтанная и устьенвая арматура – комплексное изделие, требующее подтверждения качества, поскольку из-за плохой герметизации устья скважины может произойти утечка нефти и газа, что влечет за собой угрозу человеческой жизни и экологический урон. Нефтегазовые компании строго подходят к процессу закупки устьевой арматуры, предпочитая работать напрямую с производителями, а не с посредниками и комплектовщиками.

Среди мировых производителей фонтанной арматуры известны следующие заводы, заслужившие доверие потребителя:

• Cameron
• ABB Vetco Gray
• Malbranque
• Barber
• FMC
• HARTMANN VALVES
• ОАО АК «Корвет»
• ООО «Евразийский Арматурный Завод»
• ОАО «Зеленодольский завод им. Горького»
• ФГУП «Воронежский Механический Завод»
• ООО НПП «ИННОТЕХ»

Классификация фонтанной арматуры

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и проч­ностным признакам [9, 34]:

1) по рабочему давлению — отечественные заводы выпус­кают фонтанную арматуру, рассчитанную на давление от 7 до 105 МПа. Арматуру, рассчитанную на давление 105 МПа, можно использовать для сверхглубоких скважин или сква­жин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Для фонтанных нефтяных скважин в основном применяют арма­туру, рассчитанную на рабочее давление от 7 до 35 МПа;

2) по размерам проходного поперечного сечения ствола — от 50 до 150 мм. Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин;

3) по конструкции фонтанной елки — крестовые и тройниковые. На рис. 3.3 представлены схемы арматуры. Боковые отводы в этих видах арматуры при помощи выкидных линий соединяются со сборными и замерными установками;

4) по числу спускаемых в скважину рядов труб — одно­рядные и двухрядные. На рис. 3.3 показана фонтанная арма­тура для однорядного подъемника;

5) по виду запорных устройств — с задвижками и кранами. Задвижки применяют на нефтяных скважинах, а краны — на газовых.

• Освоение и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на ее устье фонтанной арма­туры одним из следующих способов:
• · промывка — замена жидкости, заполняющей ствол сква­жины после бурения, на более легкую, например, глинистого раствора на воду, воды — на нефть;
• · продавливание сжатым газом (воздухом) — насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагне­таемым с поверхности;
• · аэрация — замена жидкости в скважине на газожидкост­ную смесь.

При промывке скважины для вызова фонтана жидкость нагнетают с помощью насоса в межтрубное пространство, при этом более тяжелая жидкость, заполняющая скважину (глинистый раствор), вытесняется на поверхность по фонтан­ным трубам. При значительном пластовом давлении скважи­на может фонтанировать даже после неполной замены гли­нистого раствора водой или нефтью.

Рис. 3.3. Виды фонтанной арматуры:

а — крестовая; б — тройниковая; 1 — манометр; 2 — трехходовой кран; 3,11 — верхний и нижний буфера; 4 — тройник; 5 — штуцер; 6 — запорное устройство (боковая задвижка, кран); 7 — запорное устройство (стволовая задвижка, кран); 8 — переводник; 9 — крестовик; 10 — колон­ный фланец; 12 — крестовик елки

Сущность продавки скважины сжатым воздухом заключа­ется в нагнетании последнего в кольцевое пространство между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной.

Сжа­тый воздух вытесняет жидкость, заполняющую скважину, че­рез фонтанные трубы наружу и одновременно, поступая в эти трубы через специальные (пусковые) клапаны, установленные на расчетной глубине, газирует жидкость и тем самым умень­шает плотность. Для продавливания скважин применяют спе­циальные компрессоры, рассчитанные на давление 8 — 20 МПа.

Значительное понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды (нефти) и газа (воздуха). В этом случае к скважине, кроме водяной (нефтяной), линии от насоса, подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора.

Жидкость и газ (воздух) смешиваются в смесителе (эжекторе), после чего га­зожидкостная смесь нагнетается в затрубное пространство скважины. При замене этой смесью жидкости, находящейся в скважине, давление на забой снижается, и нефть начинает поступать из пласта в скважину. Нагнетание смеси прекраща­ется, как только скважина начинает устойчиво фонтанировать.

Классификация фонтанной арматуры

• Основные параметры арматуры — диаметр проходного сече­ния стволовой части фонтанной елки и рабочее давление, на ко­торое рассчитана арматура. Фонтанные арматуры выпускаются для самых разнообразных условий эксплуатации и различаются как по конструкции, так и по прочностным признакам:
• 1) по рабочему давлению(14, 21, 35, 70 и 105 МПа);
• 2) по размерам проходного ствола (50, 65, 80, 100 и 150 мм);
• 3) по конструкции фонтанной елки: крестовые (АФК) и тройниковые (АФТ);
• 4) по числу спускаемых в скважину рядов НКТ: однорядные и двухрядные;

Рис. 3.11. Типовые схемы фонтанных арматур

1. 1— манометр; 2 — вентиль; 3 — буферный фланец под мано­метр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник; 6 — дроссель; 7 -переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10 — крестовина елки.
2. 5) по типу запорных устройств: с задвижками или крана­ми;
3. 6) по типу соединения элементов арматуры: фланцевые и резьбовые;
4. 7) по схеме исполнения (8 схем).

У тройниковой арматуры при двух боковых отводах верх­ний является основным рабочим отводом.

При выходе его деталей из строя закрывается стволовое запорное устройство и жидкость или газ направляются по нижнему отводу без останов­ки работы скважины. Это удобно при необходимости ремонта верхнего отвода.

Но расположение отводов по вертикали (один над другим) увеличивает высоту арматуры, что усложняет ее обслуживание.

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях.

Для средних и высоких давлений ГОСТ рекомендует при­менять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. Общая вы­сота арматуры при крестовой схеме и наличии дублирующих стволовых запорных устройств меньше, чем высота тройнико­вой арматуры.

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 резервный (запасной) отвод.

К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные за­движки с ручным, пневматическим дистанционным или ав­томатическим управлением.

Краны, как запорные устройства, имеют преимущества перед задвижками: меньше габариты и вес, меньше гидравлические сопротивления, проще открытие и закрытие, недостаток — применение для скважин с давлением до 14 МПа

• Давление испытания принято для рабочих давлений до 35 МПа равным 2Р раб, а для давлений от 70 до 105 МПа — 1,5 Рраб.
• Выбор фонтанной арматуры
• Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме, числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.
• Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фон­танной арматуры следующим образом: АФХ1Х2Х3-Х4хХ5Х6Х7, где АФ — арматура фонтанная; Х1 — конструктивное исполне­ние: подвеска НКТ на муфте не обозначается; подвеска НКТ на резьбе переводника — К; для скважин, оборудованных ЭЦН — Э; Х2 — номер схемы монтажа тройникового и крестового типов
• (8 схем); при двухрядной колонне НКТ добавляется буква «а»; Х3 — способ управления запорными устройствами: ручной — не обозначается; автоматический — А, дистанционный и автомати­ческий — В; Х4 — условный проход ствола (50, 65, 80,100 и 150 мм); при несовпадении размеров через дробь указывается услов­ный проход бокового отвода (50, 65, 80 и 100 мм); Х5 — рабочее давление, МПа; Х6 — климатическое исполнение: для умеренной климатической зоны — не обозначается; для холодной климати­ческой зоны — Хл; Х7 — исполнение по коррозионной стойкости: для обычных сред без обозначения; для сред содержащих С02 до 6% — К1; для сред содержащих С02 и H2S до 6% — К2; для сред содержащих С02 и H2S до 25% — КЗ.
• Например, АФК6В-100х21К2 — арматура фонтанная (АФ) с подвеской на резьбе переводника (К) выполненная по схеме 6 (крестового типа с однорядной колонной НКТ), с дистанцион­ным и автоматическим управлением задвижек (В), условным проходом ствола и боковых отводов 100 мм, рассчитанная на рабочее давление 21 МПа, для умеренной климатической зоны, для коррозионной среды до 6% H2S и С02.

Арматура фонтанная

Фонтанная арматура — система механизмов и устройств, предназначенных для герметизации устья насосных и фонтанных скважин и их взаимной из

Фонтанная арматура — система механизмов и устройств, предназначенных для:

• герметизации устья насосных и фонтанных скважин и их взаимной изоляции
• перекрытия и перенаправления получаемой продукции в манифольд
• удержания на весу колонн НКТ
• обеспечения непрерывности работы скважины
• проведения различных технологических операций

• и др.
• Арматура фонтанная — одно из важнейших устройств в нефтегазовой области.
• Устройства и механизмы фонтанной арматуры монтируются на устье фонтанирующей скважины.
• Изготовление фонтанной арматуры регламентируется ГОСТ 13846-84.
• Согласно ГОСТ 13846-84, возможна разработка и установка фонтанной арматуры по 8 ключевым схемам:

• манометрической
• вентильной
• буферный фланец под манометр
• запорное устройство
• тройниковой
• дроссельной
• переводник трубной головки
• ответный фланец
• трубноголовчатой
• крестовина елки

Тип выбранной схемы прямо зависит от условий эксплуатации.

Фонтанную арматуру принято классифицировать по следующим признакам:

• рабочее давление (размах от 7 до 105 МПа)
• схема исполнения (указанные восемь)
• число труб, опускаемых в скважину (один либо два ряда труб)
• конструкция запорных устройств (краны, задвижки)
• ширина проходного сечения по стволу и боковым отводам (размах от 50 до 100 мм)

В самом общем виде фонтанную арматуру можно представить следующим образом:

1. 1 — колонная головка
2. 2 — трубная головка
3. 3 — фонтанная ёлка
4. 4 — регулируемый штуцер
5. 5 — пневмоуправляемая задвижка.
6. Колонная головка используется для подвески обсадных колонн, герметизации пространства между трубами и контроля давления в трубах
7. Трубная головка применятся для герметизации и подвески лифтовых колонн, это особенно эффективно при концентрическом или параллельном спуске колонн в скважину
8. Фонтанная ёлка должна распределять и регулировать продукцию, выходящую из скважины.
9. В устройство фонтанной ёлки входят:

• запорные регулирующие устройства (различные штуцеры)
• фитинги (катушки, тройники и тп.)

Фонтанная арматура соединяется с трубопроводами через манифольд.

Между собой компоненты фонтанной арматуры взаимодействуют посредством фланцев или хомутов.