Название задвижек на фонтанной арматуре скважины

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.

Фонтанная арматура

Устьевое оборудование нефтяных скважин

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру.

Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

К запорным устройствам относятся задвижки и краны для перекрытия или открывания каналов арматуры и манифольда, к регулирующим — сменные штуцеры и вентили для изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.

Фонтанная арматура должна выдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины), давать возможность производить замеры давления как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины, позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины. Фонтанная арматура включает колонную и трубную головки, фонтанную ёлку и манифольд.

Колонная головка, расположенная в нижней части фонтанной арматуры, служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них. При простейшей конструкции скважины (без промежуточных технических колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе эксплуатационной колонны.

Трубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентрическом или параллельном спуске их в скважину. Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины.

Состоит из запорных (задвижки, шаровые или конические краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки). Манифольд связывает фонтанную арматуру с трубопроводами. Элементы фонтанной арматуры соединяются фланцами или хомутами.

Для уплотнения внутренних полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений — жёсткие кольца, большей частью стальные. Привод запорных устройств ручной, при высоком давлении пневматический или гидравлический с местным, дистанционным или автоматическим управлением.

При отклонении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Давление во всех полостях контролируется манометрами. Запорные и регулирующие устройства могут дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под давлением фонтанной ёлки.

Для спуска в работающую скважину приборов и другого оборудования на фонтанную арматуру устанавливают лубрикатор — трубу с сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование. Рабочее давление фонтанной арматуры 7-105 МПа, проходное сечение центрального запорного устройства 50-150 мм.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации.

Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:    рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);    схеме исполнения (восемь схем);    числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);    конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

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

Типовые схемы фонтанных арматур: 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

Фонтанная арматура: а — арматура крестовая; б — арматура тройниковая

Крестовая арматура а) применяется для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 Мпа. Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстро их заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на двухрядный подъемник, в последнем случае используется другая трубная головка.

Тройниковая арматура б) применяется для скважин содержащих абразив. Трубная головка, кроме крестовины 1, имеет тройник 2, что позволяет нести два ряда НКТ. На арматуре, рассчитанной на большое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две задвижки.

Это обусловлено большей надежностью примененных задвижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине, т.е. без ее остановки.

Типы и схемы фонтанных арматур

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов.

Манифольды фонтанной арматуры

Манифольд обеспечивает возможность подачи в скважину ингибитора, глушения с помощью продувочно-задавочной линии и продувки скважины по трубному и затрубному пространствам; проведения газодинамических исследований; подключения насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбора глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к забою.

Принцип работы фонтанной арматуры

Устье нефтяной скважины — это соединение обсадной трубы с противовыбросовым устройством или с фонтанной арматурой, несъемное устройство, которое крепится болтами или приваривается к направляющей трубе или кондуктору.

Фонтанная арматура (а. Christmas tree; н. Eruptionskreuz, Eruptionsarmatur; ф. tete d'eruption, tete d'eсоulement, «arbre de Noel»; и.

armadura de surtidores) — комплект устройств, монтируемый на устье нефтяной скважины, для его герметизации, подвески лифтовых колонн, контроля и управления потоками продукции скважины, проведения необходимых технологических операций, перекрытия потока рабочей среды.

Добыча нефти УЭЦН OIL-ECN.RU  © 2013-2020 | Состав и конструкции фонтанной арматуры |

Строительство скважины  >  Обычное заканчивание  > Многопластовое заканчиваниеЗаканчивание без обсаживания  > Фонтанная арматура  > Запорные устройства  > Монтаж фонтанной арматуры

                             Содержание01. Нефтяная скважина конструкция и назначение элементов02. Методы заканчивания нефтяной скважины, обычное заканчивание03.

Многопластовое заканчивание, с отсеканием песка04. С отсеканием воды и газа, многозабойное заканчивание05. Устьевое оборудование, схемы фонтанных арматур06.

Запорные устройства и манометры для фонтанных арматур07. Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры

Чем завод изготовитель должен оснащать фонтанную арматуру

Для освоения скважин с пластовым давлением ниже гидростатического напора используется фонтанная арматура различных вариантов комплектации. Схемы трудных обвязок и фонтанных елок приведены в ГОСТ 13846 для не одинаковых эксплуатационных условий и характеристик полезного ископаемого.

В этой же нормативной документации указан порядок комплектации. Например, несколько фитингов, задвижек, дросселей, прочих элементов могут объединяться в моноблок. Возможно дооснащение елок дросселями, трубных обвязок обратными клапанами и запорными устройствами.

Проектируется устьевое оборудование всегда индивидуально, хотя и с помощью унифицированных типовых узлов.

Поэтому по требованию заказчика изделия АФ, АФК оснащаются производителем БРС соединениями, устройствами дистанционного и автоматического управления, предохранителями, измерительной аппаратурой, приспособлениями и оборудованием для проведения отдельных операций технологического процесса освоения скважины.

Конструкция фонтанной арматуры

Регламентируется серийное производство фонтанной арматуры отечественным стандартом ГОСТ 13846. В самом начале технической документации указано, что арматура состоит из двух крупных сборочных узлов – трубной обвязки и устьевой елки. Важным условием является концентрическое расположение скважинных трубопроводов при количестве колонн НКТ более одной.

Трубная обвязка, в свою очередь, состоит из следующих элементов:

• трубная головка – крупногабаритный фитинг в форме крестовины, устанавливается на колонную головку, необходим для подвешивания НКТ колонн;
• запорные устройства – на боковые патрубки крестовины монтируются задвижки (реже краны)
• измерительный прибор – манометр устанавливается сразу после наружной затрубной задвижки для контроля давления в затрубном пространстве;
• затрубная линия – прямая труба или колено 90°, установленное после второй боковой затрубной внутренней задвижки для врезки в выкидную линию манифольда, обеспечивает возможность сброса давления;
• обратный клапан – стоит на затрубной линии перед врезкой ее в выкидную линию, предотвращает сброс нефти в затрубное пространство.

Сверху на трубную обвязку устанавливается устьевая елка. По форме главного фитинга фонтанные елки подразделяются на крестовые и тройниковые. Независимо от этого, елка в обязательном порядке имеет стволовую часть, буферную зону и выкидную линию.

Стволовая часть 3 собирается из центральной задвижки, крестовины или тройника, буферной задвижки. В некоторых типовых схемах елки из стандарта ГОСТ 13846 использовано по два тройника, может дублироваться центральная задвижка. Поэтому комплектация такого изделия будет шире.

В схемах 1 и 2 тройниковая арматура позволяет изготовить только одну выкидную линию 2.

Вся крестовая арматура и тройниковые фонтанные елки по схемам 3, 4 по умолчанию имеют две выкидных линии, на каждой из которых монтируются запорные устройства (шиберные задвижки, пробковые или шаровые краны), регулирующая арматура (дроссели), измерительные приборы (манометры, термометры), приводы (гидравлический, пневматический, электрический), элементы дистанционного управления.

Буферная зона 1 состоит из задвижки и колпака с резьбовой пробкой. По мере необходимости пробка выкручивается, на ее место устанавливается лубрикатор, через канал которого в скважину опускается оборудование, приспособления, приборы для очистки ствола, измерения параметров рабочей среды, проведения технологических операций.

Елка и трубная обвязка могут поставляться заказчику в сборе или в виде транспортировочных блоков. ЗИП всегда упаковывается в фанерную, деревянную тару.

Схема задвижек

Все задвижки фонтанной арматуры условно классифицируются по месту расположения:

• буферная задвижка на фонтанной арматуре отсекает верхнюю зону, через которую в ствол может спускаться инструмент, оборудование;
• стволовые задвижки монтируются вертикально, перекрывают поток при глушении, остановке скважины;
• боковыми задвижками регулируются потоки в затрубном пространстве и внутри выкидных линий.

Принципиальная схема задвижек фонтанной арматуры всегда одинаковая. При давлении 14 – 35 МПа обычно используется по одному запорному устройству. Для давления 70 – 140 МПа применяются дублирующие задвижки, стоящие сразу за основными.

Шаровые, пробковые краны можно эксплуатировать только при давлении 14 МПа и 7 МПа, соответственно. В технической, учебной литературе принято название задвижек на фонтанной арматуре следующего типа:

• центральная задвижка фонтанной арматуры – стоит сразу после трубной головки;
• линейная задвижка фонтанной арматуры – общее название всех боковых запорных устройств;
• буферное запорное устройство – отсекает верхний колпак от стволового прохода;
• манифольдная задвижка на фонтанной арматуре – запорное устройство выкидной линии;
• секущая задвижка на фонтанной арматуре – расположена на трубной обвязке перед врезкой затрубной линии в выкидную трубу.

Из-за особенностей рабочей среды и технологического процесса добычи углеводородов в данной отрасли виды задвижек фонтанной арматуры строго ограничены. Используются только полнопроходные прямоточные шиберные задвижки с плоским элементом затвора.

Комплектация фонтанной арматуры по ГОСТ

В стандарте ГОСТ 13846 приводятся следующие требования и рекомендации:

• пункт 2.5 – наличие манометра в трубной головке, возможность оснащения ее переводником, трубодержателем резьбового или муфтового типа;
• пункт 2.6 – комплектация арматуры дросселями регулируемого типа (допускается установка дросселей не регулируемой конструкции);
• пункт 2.7 – моноблочное исполнение елки, трубной обвязки;
• пункт 2.8 – комплектация дросселями, обратными клапанами, задвижками по индивидуальным схемам обвязки;
• пункт 2.9 – после предварительного согласования в конструкцию елки/обвязки могут включаться устройства для монтажа под давлением, закачки в пласт реагентов, контроля температуры, давления в затрубном пространстве, на устье и внутри выкидных линий;
• пункт 2.10 – заказчик может потребовать оснащения фонтанной арматуры автоматическми предохранителями, задвижками/кранами с удаленным управлением, промежуточными устройствами для автоматического управления, быстросъемными соединениями для приспособлений, устьевого оборудования.

В стандарте ГОСТ Р 51365 все указанные требования сохранены в полном объеме. Дополнительно к ним выдвинут следующий регламент комплектации:

• пункт 4.6.8.2 – наличие элемента в нижнем фланце крестовины трубной головки, позволяющего опрессовать фланцевое соединение;
• пункт 4.7.5 – установка на боковых патрубках колонной головки приспособлений для замены задвижек под давлением;
• пункт 4.8.1 – оснащение ФА шаровыми кранами при давлении ниже 14 МПа или шиберными задвижками под давление 21 – 140 МПа на выкидных линиях, стволе елки, запорными вентилями для манометров;
• пункт 4.8.6 – комплектация запорных устройств рукоятками, маховиками, штурвалами для ручного привода;
• пункт 4.11 – наличие пробоотборника;
• пункт 4.14.6 – оснащенность газовых/конденсатных скважин отсекателем клапанного типа на выкидных линиях, фонтанных скважин высокодебитных внутрискважинным оборудованием (станция управления, циркуляционный клапан, отсекатель, пакер).

Нормативной документацией определен приоритет регулируемых дросселей фонтанной арматуры. Однако допускается эксплуатация и не регулируемых штуцеров. В комплект устьевого оборудования в обязательном порядке входят манометры фонтанной арматуры.

В приложении А к ГОСТ Р 51365 приводится методика по выбору оборудования. Для этого заказчик заполняет специальные формы № 1 – 4, по которым производитель и комплектует фонтанную арматуру. Первая форма содержит общие характеристики скважины, вторая и третья разработаны ля колонных головок с одним и двумя фланцами, соответственно. сама фонтанная арматура заказывается посредством формы № 4.

В 18 пунктах этой формы заказчик указывает схемы трубной обвязки устьевой елки, PN, DN ствола, боковых патрубков, материальное исполнение, тип, число боковых, стволовых запорных устройств, диаметр и вес НКТ, тип дросселя и спускаемого инструмента, виды внутреннего/наружного покрытия, характеристики внутрискважинной среды.

Дополнительно на линиях манифольда могут монтироваться СКЖ счетчики, другие приборы учета добываемого полезного ископаемого. Однако чаще всего их устанавливают внутри групповых замерных устройств для нескольких скважин куста.

По условиям данного ГОСТ уплотнительные стальные кольца транспортируются отдельно от фланцевых соединений в ящиках, а на посадочные поверхности сборочных единиц, деталей наносится консервационная смазка. Поэтому после гидравлических испытаний фонтанной арматуры в сборе изделие может быть разобрано на отдельные узлы для удешевления доставки и повышения качества логистики.

Конструкция и назначение фонтанной арматуры

В мире существуют следующие основные способы добычи: фонтанный, и механизированный, к которым относятся газлифтный и насосный. Когда добывающая скважина не фонтанирует, то ее переводят другой — механизированный способ, т.е. добыча осуществляется при расходовании дополнительной специально вводимой в скважину энергии.

Фонтанный

от забоя на поверхность нефть или газ поднимается по стволу скважины под действием пластовой энергии, которой давит пласт. Он наиболее экономен, поэтому его применяют на всех новых и не истощенных промыслах.

Газлифтный

В скважину для подъема нефти или газа подают (закачивают) сжатый газ, т.е. подают энергию сжатого газа при расширении. Насосный способ Этот способ делится на два типа. Штанговый (ШГН) тип применяют для арматуры АУШГН. Погружногй электронасосный тип применяют для арматуры АУЭЦН. В зависимости от спускаемых насосов в скважинах такого типа рабочую жидкость поднимают на поверхность.

Конструкция фонтанной арматуры

фонтанная арматура состоит из ключевых компонентов, отвечающих за режимы эксплуатации скважины. В состав фонтанной арматуры входят основные компоненты: трубная обвязка, елка, задвижки, вентили, манометры.

Трубная обвязка предназначена для прокачки через боковые отводы крестовика рабочей среды, для подвески скважинного трубопровода;

фонтанная елка предназначена для направления струи по выкидным линиям арматуры, регулирования режимов дейсвия скважины, контроля либо закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит из планшайбы, задвижек, тройника (крестовины), фланца буферного пробкой НКТ 73 (НКТ 60), вентиля (ей) манометра, разделителя (ей) сред манометра (ов), фланца (ев) приварного.

Трубная обвязка состоит из крестовика задвижки (ек), фланца буферного с пробкой НКТ 60, вентиля (ей) манометра, манометра (ов), фланца приварного. Для регулирования расхода жидкости при нефтедобыче на выкидной линии при необходимости устанавливают штуцер дискретный или дроссели.

Арматура фонтанная АФК, АФ расшифровка

• Расшифровка наименования фонтанной арматуры на зводе-изготовителе осуществляется по следующей раскладке:
• — АФ — арматура фонтанная;
• — ЕФ — елка фонтанная;
• — К — подвешивание колонны НКТ в переходнике к трубной головке (при подвешивании в резьбовой муфте или подвеске НКТ не обозначается);
• — 1…6 — обозначение типовой схемы фонтанной елки по ГОСТ 13846-89 с добавлением индекса «а» при двух трубных головках;
• — Д — дистанционное,
• А — автоматическое,
• В — дистанционное и автоматическое — обозначение системы управления задвижками (с ручным управлением не обозначается);
• — 50… 150 — условный проход ствола елки;- /50… 100 — условный проход боковых отводов елки (при совпадении условных проходов условный проход боковых отводов елки не обозначается), мм;
• — х14/21/35/70/105 — рабочее давление, МПа;
• — К 1…К2 — обозначение коррозионностойкого исполнения по ГОСТ 13846-89;
• — XЛ, УХЛ — климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 (исполнение У не обозначается).
• Пример записи при заказе:»арматура фонтанная АФ6-80/65х105 К2 ГОСТ 13846-89»

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.

1. Наземное устьевое оборудование добывающих скважин. Основные узлы фонтанной арматуры. Их назначение

В состав наземного
устьевого оборудования добывающих
газовых скважин входят фонтанная
арматура, колонные головки, катушки
фланцевые, манифольды, запорные и
регулирующие устройства и приспособления
для смены задвижек под давлением.

Фонтанная
арматура
предназначена для:

• герметизации устья скважины;
• контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин;
• проведения различных технологических операций.

Фонтанную арматуру
собирают из различных фланцевых
тройников, крестовиков и запорных
устройств (задвижек или кранов), которые
соединяют между собой с помощью болтов.

Фонтанная арматура
состоит из трубной
головки
и фонтанной
елки.
Трубную головку устанавливают на
колонную головку.

Колонные головки
– предназначены для обвязки обсадных
колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных
скважин. Колонные головки должны
обеспечивать подвеску колонн, герметизацию
межколонных пространств, контроль
давления в них и проведение различных
технологических операций. На колонную
головку крепится фонтанная арматура.

Трубная головка
предназначена для подвески одного или
двух рядов фонтанных труб и герметизации
кольцевого пространства между фонтанными
трубами и эксплуатационной колонной,
а также для проведения различных
технологических процессов, связанных
с освоением и промывкой скважины,
удалением отложений парафина из фонтанных
труб, песка с забоя и т.д.

Трубная головка
(рисунок 9.1)
состоит из крестовика 1, тройника 3 и
переводной катушки 5. Тройник устанавливают
при оборудовании скважин двухрядным
подъемником.

При этом первый ряд труб
крепится к переводной катушке с помощью
переводной втулки 4, а второй ряд труб
– с помощью переводной втулки 2.

При
оборудовании скважин только одним рядом
фонтанных труб тройник на арматуре не
устанавливают.

На крестовике и
тройнике трубной головки ставят запорные
задвижки 12, которые служат для соединения
технологического оборудования межтрубным
или кольцевым пространством, а также
для их герметизации.

Фонтанная елка
устанавливается на трубную головку.
Она предназначена для направления
продукции скважин в выкидные линии,
регулирования отбора жидкости или газа,
проведения различных исследовательских
и ремонтных работ, а также при необходимости
для закрытия скважины.

Фонтанная елка
состоит из тройников 13, центральной
задвижки 6, буферной задвижки 14, задвижек
7 на выкидных линиях для перевода работы
скважины на одну из них.

Буферная задвижка
14 служит для перекрытия и установки
лубрикатора, который применяется для
спуска в скважину различных скважинных
измерительных приборов под давлением,
не останавливая работу фонтанной
скважины.

При эксплуатации скважины на
буферную задвижку устанавливают буферную
заглушку с манометром 10.

• Рисунок
  9.1 – Фонтанная арматура тройниковая:
• 1 — крестовик, 2, 4
  — переводные
  втулки, 3 —
  тройник, 5 —
  переводная катушка, 6
  — центральная
  задвижка, 7 — задвижки, 8
  — штуцеры,
• 9
  — буферная
  заглушка, 10
  — манометр,
  11—промежуточная задвижка,
• 12 —
  задвижка,
  13 — тройники,
  14 —
  буферная задвижка

Все задвижки
фонтанной елки, кроме задвижек на одной
из выкидных линий, при работе скважины
должны быть открыты. Центральную задвижку
6 закрывают лишь в аварийных случаях,
направляя жидкость через межтрубное
пространство в выкидные линии трубной
головки.

Для регулирования
режимов работы фонтанных скважин
созданием противодавления на забое на
выкидах фонтанной елки устанавливают
различной конструкции штуцеры 8, которые
представляют собой втулки с калиброванными
отверстиями от 1,5 до 20 мм.

Фонтанную арматуру
различают между собой по прочностным
и конструктивным признакам:
по рабочему или пробному давлению,
размерам проходного сечения ствола,
конструкции фонтанной елки и числу
спускаемых в скважину рядов фонтанных
труб, виду запорных устройств.

Фонтанная арматура
рассчитана на рабочее давление 7, 14, 21,
35, 70 и 105 МПа. По размерам проходного
сечения фонтанной елки фонтанную
арматуру выпускают с диаметрами от 50
до 150 мм. Арматура с диаметрами 100 и 150 мм
предусмотрена для высокодебитных
газовых скважин.

По конструкции
фонтанной елки
фонтанную арматуру выпускают тройникового
(рисунок 9.1)
и крестовикового (рисунок
9.2) типов, а
по числу спускаемых в скважину рядов
фонтанных труб – однорядную и двухрядную.

1. Рисунок
   9.2 – Фонтанная арматура крестовиковая:
2. 1 — манометры; 2 —
   крановые задвижки; 3, 6 — крестовик; 4 —
   катушка;
3. 5
   — патрубок;
   7 — колонная головка; 8
   — уплотнительное
   кольцо.

Схемы фонтанной
арматуры регламентированы ГОСТ 13846-84.
В соответствии с указанным стандартом
установлено шесть типов схем фонтанной
арматуры: четыре – тройниковые, две –
крестовые (рисунок
9.3).

Как видно из
рисунков, фонтанная арматура крестовикового
типа значительно ниже арматуры
тройникового типа, в связи с чем более
удобна в эксплуатации и менее металлоемка.

Но она имеет существенный недостаток
– при выходе из строя стволового
крестовика приходится глушить скважину
или перекрывать центральную задвижку.

Поэтому крестовикового типа фонтанную
арматуру не рекомендуется применять
при эксплуатации пескопроявляющих
скважин.

По виду запорных
устройств фонтанную арматуру выпускают
с задвижками (рисунок
9. 1) или с
запорными кранами (рисунок
9.2).

• Рисунок 9.3 –
  Типовые схемы фонтанной арматуры
  скважин:
• 1 – манометр; 2 –
  запорное уст­ройство к манометру;
• 3 — фланец под
  манометр; 4 – запорное устройство;
• 5 – тройник,
  крестовина; 6 – дроссель; 7 — переводник
  труб­ной головки;
• 8 – отводный фланец;
  9 – трубная головка
• Фланцевые катушки
  – предназначены для соединения составных
  элементов устьевого оборудования.
• Манифольды
  – предназначены для соединения выкидов
  арматуры с трубопроводами промысловых
  установок, рассчитаны на рабочее
  давление, равное 14-35 МПа.