Буфер на фонтанной арматуре

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.

Фонтанная арматура – важная часть нефтегазовых скважин

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.

Под описываемым видом арматуры понимают определенную часть устьевого оборудования газовых и нефтяных скважин. Она необходима для обвязки и герметизации устья, а также для:

• перекрытия добываемой нефти и газа и направления их в трубопровод;
• подвески колонны (подъемной) насосно-компрессорных труб;
• осуществления на скважине различных технологических процедур;
• регулирования и контроля работы скважины;
• монтажа центробежного электрического насоса (ЭЦН).

Фонтанирование нефтяной (газовой) скважины – это явление, при котором на поверхность с забоя скважины наблюдается подъем пластового флюида. Такое явление становится возможным за счет наличия пластовой энергии.

Как правило, фонтанирование скважины фиксируется на первых стадиях разработки месторождений полезных ископаемых, когда на забое имеется высокое давление и большой запас пластовой энергии.

Впрочем, если говорить конкретно о газоконденсатных и газовых скважинах, то можно отметить тот факт, что они способны эксплуатироваться по фонтанной методике достаточно долго.

Описываемая нами арматура для скважин монтируется на колонную обвязку (на верхний ее фланец). Состоит она из двух элементов – фонтанной елки и трубной обвязки.

По Госстандарту 13846–89 арматура для скважин подразделяется на разные виды по нескольким показателям и может быть:

• тройниковой либо крестовой в зависимости от конфигурации фонтанной елки;
• двухрядной либо однорядной (по количеству рядов насосных трубных изделий, которые спускаются в скважину);
• оборудованная кранами либо задвижками (классификация по конструкции запорных приспособлений).

Также арматура различается по величине своего проходного диаметра (50–150 миллиметров) и по показателю рабочего давления (14–140 мегапаскалей).

На трубную обвязку монтируется фонтанная елка. Кроме того, такая обвязка предназначается для:

• герметизации зазора между затрубным пространством и эксплуатационной обсадной колонной;
• регулирования давления в затрубном пространстве;
• установки колонн НКТ;
• промывки газовых и нефтяных скважин и закачки в них разнообразных элементов и соединений, включая и рабочие агенты.

Трубная обвязка производится таким образом, чтобы на нее можно было подвесить два или только один ряд насосно-компрессорных труб. Конструкционно она состоит из трубной подвески и крестовины, оснащенной боковыми отводами (их на устройстве всегда два).

Трубы подвешиваются на обвязку двумя способами:

Если речь идет о резьбовом креплении, на крестовину монтируют специальную катушку (ее называют стволовой), а один ряд насосно-компрессорных изделий подвешивают на патрубок либо на особый переводник. При использовании муфты крестовина оснащается муфтовой подвеской.

В тех случаях, когда в скважину планируется погружать два ряда насосно-компрессорных труб (бывают еще и обсадные трубы для скважин), на крестовину рассмотренной нами обвязки монтируют тройник.

В данной ситуации наружный ряд трубных изделий крепится к патрубку (точнее – к тройнику, который расположен на нем), а внутренний ряд – через переводник к стволовой катушке. Допускается монтировать два ряда труб и на муфте.

Тогда в крестовине будет размещаться наружный их ряд, а в тройнике обвязки – внутренний.

Для отслеживания величины давления в пространстве за трубами предназначен манометр трубной обвязки. Он крепится на боковом отводе крестовины. Указанный манометр располагает устройством запорно-разрядного типа.

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.

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).

Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин подразумевает использование специализированного оборудовании и трубной обвязки устья. Это оборудование бывает как наземного (устьевая арматура), так и подземного (скважинного) типа. Далее мы рассмотрим основные аспекты фонтанной эксплуатации скважин и основные виды оборудования нефтяных скважин такого типа.

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Главным процессом эксплуатации нефтяных скважин является подъем на поверхность от забоя нефтяной жидкости или природного газа.

https://www.youtube.com/watch?v=0VnVhIy1RAEu0026t=239s

Происходить этот процесс может и под действием  природной энергии (Wп), которая поступает к забою скважины вместе с жидкостью или  газом, и под действием энергии, которая вводится в скважину с поверхности (Wи).

Смесь нефтяной жидкости и попутного газа, после прохождения по стволу  скважинной колонны, посредством специального устьевого оборудования направляется в специальные устройства, называемые сепараторами, в которых происходит разделение жидкой нефтяной составляющей от растворенного в ней газа, и на  замерные устройства, определяющие количество полученного сырья.

После этого нефть закачивается в трубопроводы промыслового назначения. Чтобы обеспечить продвижение углеводородной смеси по этой трубопроводной системе, в устье скважины необходимо  поддерживать определенное значение давления.

• В связи с этим, общая формула энергетического баланса выглядит следующим образом:
• W1+W2+W3 = Wп+Wи
• Расшифруем незнакомые обозначения:
• W1 – это энергия, которая тратится на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;
• W2 – энергия, которая расходуется этой смесью в процессе  движения через оборудование устья;
• W3 –  энергия, которая уносится газожидкостной струей  пределы скважинного устья.

Если значение Wи равно нулю, то такую эксплуатацию называют фонтанной. Если этот параметр имеет ненулевое значение, то говорят о механизированной нефтедобыче.

Передача энергии Wи производится либо посредством воздуха или сжатого газа, либо при помощи насосного оборудования. Первый способ называют газлифтным, а второй – насосным.

Фонтанирование нефтяной скважины, которое обеспечивается только  гидростатическим давлением продуктивного пласта (Рпл), на практике при эксплуатации скважин нефтяных промыслов встречается редко. Чаще всего вместе с жидкой нефтью в продуктивном слое присутствует пластовый газ, который играет основную роль в процессе фонтанирования горной выработки.

Это утверждение верно  и для тех месторождений, на которых явно выражен водонапорный режим. Такой режим характеризуется содержанием в нефти находящегося в растворенном состоянии газа,  и этот газ в пределах продуктивного пласта из жидкости не выделяется.

Пластовый газ выполняет сразу две функции: во-первых, выталкивает нефть из пласта; а во-вторых – поднимает её по трубной колонне.

Значение фонтанных труб

Даже при одинаковом количестве содержания газа в пласте, не каждая скважина способна фонтанировать. К примеру, если объема такого  газа хватает для обеспечения фонтанирования в скважине  150-миллиметрового диаметра, то уже для диаметра в 200 миллиметров его может быть недостаточно.

Читать также: Вакуумное оборудование: бустерные насосы

Газонефтяная смесь, которая продвигается по стволу скважины, выглядит как послойное чередование  нефтяных  и газовых прослоек. Поэтому, чем больше диаметр эксплуатационной трубной колонны, тем большее количество газа понадобится  для подъема по ней нефтяной жидкости.

На практике встречались такие случаи, при которых  скважины с большими диаметрами ствола (от 150-ти до 300 миллиметров), которые были пробурены на глубину с высокопродуктивными пластами, обладающими большим собственным  давлением, отличались высоким дебитом,  но даже в них фонтанирование чаще всего продолжалось весьма короткое время. Более того, в некоторых случаях скважины,  пробуренные в продуктивные пласты с высокими давлениями, в обычных условиях не могут  фонтанировать.

Фонтанирование таких скважин вызывается при помощи опускания в них так называемых лифтовых труб, диаметр которых достаточно мал.

В связи с этим, чтобы максимально рационально использовать энергию расширяющего газа,  все горные выработки, на которых возможно появление фонтанирования, оборудуют  перед  освоением лифтовыми трубами,  условные диаметры которых варьируются в пределах от  60-ти до 114-ти миллиметров. По этим трубам малых диаметров и происходит движение газожидкостной смеси в пробуренной скважине.

Подбор диаметра подъемных (лифтовых) труб происходит, как правило,  опытным путем, и зависит от следующих факторов конкретной горной выработки:

• ожидаемый дебит скважины;
• значение давления в пласте;
• глубина бурения;
• конкретные условия эксплуатации.

Лифтовые трубы опускают в шахту до уровня фильтра эксплуатационной трубной колонны.

В процессе фонтанирования скважины через трубную колонну малого диаметра, показатель газового фактора уменьшается, что дает возможность продлить временной отрезок фонтанирования.

Во многих случаях у скважины, фонтанирующей по трубной колонне  диаметра 73, 89 или  114 миллиметров, сначала начинался  режим  периодических выбросов, а затем она  совсем останавливалась.

В таких случаях продолжительность фонтанирования продлевали заменой этих трубных колонн на фонтанные трубы меньших диаметров (33, 42, 48 и 60 миллиметров).

Применение таких малых диаметров является достаточно эффективным способом увеличения продолжительности фонтанирования скважин с малыми показателя дебита.

Пробуренные скважины эксплуатационного назначения  оборудуются забойной (находящейся в зоне нефтегазоносного пласта) и устьевой арматурой, которая располагается на поверхности.

На фото – трубная обвязка фонтанной арматуры

Когда структура продуктивного пласта представлена горными породами с достаточно высокой прочностью, как правило,  применяется так называемый  “открытый” забой. В таких случаях  эксплуатационную колонну доводят  до верхней границы разрабатываемого пласта, а затем сам пласт вскрывают на полную мощность.

Если же горные  породы, составляющие продуктивный пласт, являются рыхлыми и  неустойчивыми, то в таких случаях забой укрепляется обсадными трубами с дополнительным укреплением (при помощи цементирования) затрубной области.

Нефтяной приток  в скважину обеспечивается с помощью перфорации (пробивки отверстий) в обсадной трубе и цементном кольце, которые расположены  на продуктивном горизонте  (как правило, перфорируют из расчета десять отверстий на одном метре).

Правила эксплуатации скважин фонтанного типа требуют обеспечения герметичности их устья, организацию разобщения межтрубных  пространств, организацию переправки получаемой  продукции  на сборные  пункты, а также обеспечение возможности (в случае возникновения такой необходимости) полностью закрыть скважину под давлением. Для выполнения всех перечисленных выше требований на устье скважины с фонтанирующего типа ставится колонная головка и фонтанная арматура, оборудованная  манифольдом.

Вообще оборудование любых скважин (не только фонтанных) должно обеспечить заданный режим отбора продукции  и давать возможность проводить необходимые технологические операции по выполнению требований по охране недр, экологии окружающей среды, а также максимально снижать риск возникновения аварийных ситуаций.

Читать также: Редуктор давления РДФ3-1 (РДФЗ) — особенности применения

Как мы уже сказали выше, такое оборудование делится на два вида:

• подземное (скважинное);
• устьевое (наземного расположения).

Наземным оборудованием является фонтанная арматура и трубопроводная система (манифольд).

Фонтанная  арматура ставится на колонную головку устья. Такая арматура должна отвечать всем требованиям  ГОСТ-а номер 13846-89.

Виды фонтанных арматур различаются по своим прочностным характеристикам и  конструктивным особенностям, которые отражаются в шифре этого оборудования.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки (головки) и так называемой  фонтанной елки, оборудованной регулирующими и  запорными устройствами.

Трубная обвязка представляет собой устанавливаемую на колонную обвязку часть арматуры, которая предназначена для:

Верхний конец скважинного трубопровода крепится с помощью  катушки-трубодержателя, которая ставится на трубной головке. Возможно крепление такого трубопровода  посредством муфты-трубодержателя, которая закрепляется в корпусе трубной головки.

Рабочее давление такой арматуры может быть 14-ть, 21-н, 35-ть, 70-ть, 105-ть и 140-к мегапаскаль. Сечение ствола варьируется от 50-ти до 150-ти миллиметров.

Конструкция фонтанной елки может быть тройниковой и крестовой. По критерию количества  рядов спускаемых труб арматуру делят на одно- и двухрядную. Она может быть оборудована как задвижками, так и кранами.

Фонтанная арматура должна обеспечивать возможность замерять  давление на верхнем елочном буфере, а также измерять температуру и давления скважинной среды в районе буфера бокового елочного отвода и на трубной головке.

Стандарты предусматривают производство фонтанных арматур блочного типа и возможность  доукомплектования (в случая необходимости) такой арматуры предохранительными автоматическими устройствами и другим оборудованием с дистанционным  управлением.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Её основное назначение – регулирование потока среды и контроль за ним в самом  скважинном трубопроводе, а также перенаправление этого потока в систему   промысловых трубопроводов.

Если скважина оборудуется двумя  колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) концентрического типа (двухрядный подъемник), то трубы больших диаметров подвешивают с помощью резьбового соединения на нижний тройник или крестовину, которые должны герметично закрывать затрубное пространство. Трубы меньших диаметров подвешивают на резьбу стволовой катушки (проводника), которые размещаются над тройником или крестовиной.

Типовая схема устройства фонтанной елки предусматривает установку или  одного – двух тройников (одно- или двухъярусный тип арматуры), или  установку крестовины (арматура крестового типа).

Применение двухструнной крестовой или тройниковой елочной  конструкции целесообразно тогда, когда остановка скважины в процессе её эксплуатации является  нежелательной. В качестве рабочей используется либо верхняя, либо  любая из  боковых струн, а запорное устройство, расположенное  первым от ствола является запасным.

Читать также: Виды насосов для добычи нефти и их характеристики

Сверху на елку устанавливается  колпак (буфер), оборудованный  манометром и трехходовым краном. При необходимости произвести в работающую скважину спуск  какого-либо прибора или устройства,  вместо колпака ставят  лубрикатор.

Монтаж и демонтаж устьевой фонтанной арматуры выполняется с помощью  автомобильных кранов или при помощи  других подъемных механизмов.

Запорные устройства, используемые на такой арматуре, бывают трех типов:

• пробковый кран (со смазкой);
• прямоточная задвижка типа ЗМ или ЗМС (со смазкой), оборудованная   однопластинчатым шибером;
• задвижка ЗМАД , оборудованная  двухпластинчатым шибером.

Задвижки ЗМС и ЗМАД выпускают в двух модификациях – с ручным или с пневматическим приводом. При любом способе эксплуатации нефтяных и газовых скважин (в том числе – при фонтанном),  подъем добываемого сырья на поверхность осуществляется через специальные насосно-компрессорные трубы (НКТ), которые спускают в скважину перед началом ей эксплуатации.

Спуск этих труб в скважины фонтанного типа происходит до уровня фильтра эксплуатационной колонны.

ГОСТ номер 633-80 предусматривает использование НКТ следующих условных  внешних диаметров: 27-мь, 33-и, 42-а, 48-мь, 60-т, 73-и, 89-ть, 102-а и 114-ть миллиметров. Толщина стенок таких труб по ГОСТ варьируется  от трех  до семи миллиметров, а их длина – от  пяти до десяти метров. НКТ изготавливаются бесшовными, из марок сталей, которые обладают   высокими механическими характеристиками.

Резьба на такие трубы нарезается с обоих концов, чтобы обеспечить надежное муфтовое соединение. В случае необходимости НКТ изготавливают из алюминиевого сплава  Д16. В некоторых случаях применяются неметаллические трубы из фибергласса,  а также гибкие (безрезьбовые) насосно-компрессорные трубы, выпускаемые в виде барабанов общей длиной  до шести километров.

1. YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

Список используемой литературы:

• Нефть — Википедия
• ἔλαιον. Liddell, Henry George; Scott, Robert; A Greek–English Lexicon at the Perseus Project.
• Экономидес, М. Цвет нефти. Крупнейший мировой бизнес: история, деньги и политика/ Экономидес М., Олини Р. Издательство: «Олимп-Бизнес», 2004. 256 с.
• Эрих В.Н. Химия нефти и газа. — Л.: Химия, 1966. — 280 с. — 15 000 экз.
• Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.

Гост р 51365-2009 нефтяная и газовая промышленность. оборудование для бурения и добычи. оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. общие технические требования

ИА Neftegaz.RU/НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

• НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
• ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ И ДОБЫЧИ. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ И ФОНТАННОЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
• Общие технические требования

Petroleum and natural gas industries. Drilling and production equipment. Wellhead and christmas tree equipment. General technical requirements

ОКС 93.080 ОКС 75.180.10

ОКП 36 6000

1. Дата введения 2011-01-01
2. Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом (ФЗ) от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ О техническом регулировании, а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения.Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН Закрытым акционерным обществом НЕФТЕМАШ (ЗАО НЕФТЕМАШ), Фондом развития топливно-энергетического комплекса «Стандарт ТЭК» (Фонд «Стандарт ТЭК»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2009 г. N 1070-ст.

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 10423:2003* «Промышленность нефтяная и газовая. Буровое и эксплуатационное оборудование. Устьевая и фонтанная арматура» (ISО 10423:2003 «Petroleum and natural gas industries — Drilling and production equipment — Wellhead and Christmas tree equipment. General specifications»)________________

• 5 ВЗАМЕН ГОСТ Р 51365-99
• Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе Национальные стандарты, а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях Национальные стандарты. 
• В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомления и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
• Введение

Настоящий стандарт, сохраняя все формулировки, положения и ссылки на международные стандарты, дополняет их положениями и ссылками на действующие российские стандарты и технические нормативные документы.Настоящий стандарт знакомит российских производителей и потребителей оборудования с требованиями стандарта ИСО 10423:2003 и практическими возможностями его применения.

Настоящий стандарт предназначен для применения техническими комитетами по стандартизации Российской Федерации, предприятиями и объединениями предприятий, в том числе союзами, госкорпорациями, ассоциациями, концернами, акционерными обществами, межотраслевыми, региональными и другими объединениями, независимо от форм собственности и подчинения, а также федеральными органами исполнительной власти РФ.Стандарт распространяется на оборудование, независимо от его технических характеристик, размеров, массы и других показателей, времени и места разработки, испытаний, изготовления предприятиями всех форм собственности и подчиненности.Пользователи настоящего стандарта должны помнить, что в конкретных случаях применения могут потребоваться дополнительные или отличающиеся требования. Настоящий стандарт не имеет целью запретить продавцу предлагать, а покупателю приобретать альтернативное оборудование или технические решения для конкретных случаев применения. Особенно это касается новых или усовершенствованных технологий. Если предлагается альтернатива, продавец должен подробно указывать все отклонения от настоящего стандарта.

     1 Область применения

1.1 Цель

Настоящий стандарт распространяется на устьевое оборудование и фонтанную арматуру, применяемые при добыче нефти и газа, и устанавливает основные технические характеристики, требования к размерной и функциональной взаимозаменяемости, требования к проектированию и изготовлению, материалам, испытаниям и контролю, сварке, маркировке, погрузо-разгрузочным операциям, хранению, приобретению, ремонту и модернизации.Настоящий стандарт не распространяется на испытания и (или) ремонт устьевого оборудования и фонтанной арматуры в промысловых условиях.

1.2 Область применения

Настоящий стандарт применим к следующему специальному оборудованию:а) Устьевое оборудование:- корпусы головок обсадных труб;- катушки головок обсадных труб;- катушки головок насосно-компрессорных труб (НКТ);- катушки переходные;- корпусы многоколонных головок и катушки;б) Соединители и фитинги:- соединители переходные;- переводники трубной головки;- соединители верхние;- тройники и крестовины;- устройства отбора проб жидкости;- переходные и промежуточные катушки;в) Подвески НКТ и обсадных труб:- подвески резьбовые;- подвески клиновые;г) Запорная арматура и штуцеры:- одноходовые краны;- многоходовые краны;- приводные задвижки;- задвижки, подготовленные для приводов;- контрольные клапаны;- штуцеры;

— наземные и подводные предохранительные клапаны и приводы;

— обратные клапаны;д) Конструкции соединителей [фланцевые, резьбовые, другие концевые соединители (ОЕС) и сварные]:- соединители под сварку;

— соединители — заглушки;

— соединители резьбовые;- переходные и промежуточные соединители;- пробки-заглушки;- пробки для извлечения клапанов;е) Прочее оборудование:- силовые приводы задвижек;- втулки с концевыми соединительными элементами;- герметизирующие устройства;- уплотнительные кольца;- инструменты для спуска и испытания (приложение З);- сменные вкладыши (приложение З).

Наименования деталей и сборочных единиц типового устьевого оборудования приведены на рисунках 1 и 2.

1. Рисунок 1 — Наименования деталей и сборочных единиц типового устьевого оборудования
3. а
4. 1 — место для установки обратного клапана; 2 — аварийный клапан; 3 — выход канала управления скважинным предохранительным клапаном; 4 — переводник головки НКТ; 5 — стопорный винт; 6 — уплотнение подвески НКТ; 7 — подвеска НКТ с удлиненной выточкой и каналом управления скважинным предохранительным клапаном; 8 — боковой выход на шпильках; 9 — устройство для удаления клапана; 10 — нижний уплотнитель (пакер); 11 — катушка головки НКТ; 12 — переводник с двухрядным расположением резьбовых отверстий для шпилек; 13 — уплотнение затрубного пространства обсадных труб; 14 — подвеска обсадных труб (клиновой тип); 15 — резьбовой выпускной патрубок; 16 — заглушка; 17 — корпус колонной головки; 18 — поверхность обсадных труб; 19 — опорная плита устьевого оборудования; 20 — стопорное кольцо уплотнения НКТ; 21 — подвеска НКТ (клиновой тип); 22 — НКТ
6. б
7. 23 — гнездо для установки выпускного патрубка на шпильках; 24 — уплотнение удлиненной шейки подвески НКТ; 25 — кольцевое уплотнение подвески НКТ; 26 — резьбовая подвеска НКТ; 27 — патрубок фланцевый выпускной; 28 — резьбовая подвеска обсадных труб; 29 — катушка головки обсадных труб; 30 — внутренняя колонна обсадных труб; 31 — промежуточная колонна обсадных труб; 32 — фланцевое концевое соединение; 33 — уплотнения резьбовой подвески НКТ; 34 — уплотнение подвески навивочноеРисунок 1 (а, б) — Наименования деталей и сборочных единиц типового устьевого оборудования

Рисунок 2 — Наименования деталей и сборочных единиц фонтанного устьевого оборудования

1 — контрольный кран; 2 — гайка колпачковая; 3 — пробка-заглушка; 4 — корпус; 5 — соединитель верхний; 6 — буферная или верхняя задвижка; 7 — тройник; 8 — задвижка отводящей линии; 9 — штуцер; 10 — задвижка фонтанная; 11 — переводник головки НКТ

Рисунок 2 — Наименования деталей и сборочных единиц фонтанного устьевого оборудования

1.3 Условия эксплуатации

Настоящий стандарт определяет условия эксплуатации, касающиеся давления, температуры и класса материала, технического состояния устьевого оборудования.

2 Нормативные ссылки