Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин предназначена
Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН
Колонные головки
По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования, верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.
Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:
1. герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства;
2. жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину;
3. возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.
4. восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.
Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации.
Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления.
В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую
(рис. 11.1.1) ГКК и муфтовую ГКМ (рис. 11.2.).
Наиболее распространена колонная головка клиновая. Она предназначена для обвязки двух колонн - промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора
(табл. 11.1).
Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление согласно приведенным ниже данным.
Рис.11.1. Колонная головка клиновая типа ГКК
1-фланец; 2-пробка; 3-корпус головки; 4-резиновые уплотнители; 5-пакер; 6-клинья; 7-патрубок; 8-эксплуатационная колонна; 9-фланец для установки головки на устье; 10-фланец промежуточной колонны.
Рисунок 11.2. Головка колонная муфтовая типа ГКМ.
1-корпус головки; 2-металлическая манжета; 3-резиновые кольца; 4,6-фланцы; 5-полукольцо; 7-муфта для подвески эксплуатационной колонны; 8-манометр; 9-патрубок с фланцем; 10-кран.
Рабочее давление, МПа 7; 14; 21; 35; 70; 103
Пробное давление при условном диаметре проходного сечения фланца головки, который присоединяется к обсадной колонне:
< 350 мм 2 Рраб
>350 мм 1,5 Рраб
После установки колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газообразными агентами в следующем порядке:
1) Через межколонное пространство на устье опрессовывают на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны, но не выше давления, которое может вызвать поглощение жидкости;
2) устанавливают на колонну трубную головку фонтанной арматуры, снижают уровень жидкости в колонне и вторично спрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 мин.
При опрессовках колонной головки не должно быть утечки газа.
Техническая характеристика колонных головок
Таблица 11.1
| Типоразмер колонной головки | Максимальный размер расточки под колонную подвеску, мм | Рабочее давление, МПа | Условный диаметр труб, на которых устанавливается головка, мм | Высота корпуса колонной головки, мм | Диаметр, мм | ||
| Проходного отверстия корпуса головки | Внешний корпуса подвески | Условный колонны труб, подвешиваемой на колонной головке | |||||
| 230х140-219 | 114, 127, 140, 146 | ||||||
| 230х210-219 | 114, 127, 140, 146 |
| 230х350-219 | 114, 127, 140, 146 | ||||||
| 280х140-245 | 114, 127, 140, 146, 168 | ||||||
| 280х210-245 | 114, 127, 140, 146, 168 | ||||||
| 280х350-245 | 114, 127, 140, 146, 168 | ||||||
| 280х140-273 | 114, 127, 140, 146, 168, 194 | ||||||
| 280х210-273 | 114, 127, 140, 146, 168, 194 | ||||||
| 280х350-273 | 114, 127, 140, 146, 168, 194 | ||||||
| 350х140-299 | 140, 146, 168, 194, 219 | ||||||
| 350х210-299 | 140, 146, 168, 194, 219 | ||||||
| 350х350-299 | 140, 146, 168, 194, 219 | ||||||
| 350х140-324 | 140, 146, 168, 194, 219, 245 | ||||||
| 350х210-324 | 140, 146, 168, 194, 219, 245 | ||||||
| 350х350-324 | 140, 146, 168, 194, 219, 245 | ||||||
| 425х140-377 | 168, 194, 219, 245, 273 299 | ||||||
| 425х210-377 | 168, 194, 219, 245, 273 299 | ||||||
| 425х350-377 | 168, 194, 219, 245, 273 299 |
По условиям эксплуатации оборудование подразделяется на три группы:
для умеренного макроклиматического района
1) не коррозионной среды;
2) коррозионной сред;
3) для холодного макроклиматического района и не коррозионной среды.
В шифре колонных головок приняты следующие обозначения: Г—головка, К—колонна, К или М—способ подвешивания колонн (соответственно на клиньях или на муфте), 1, 2, 3 и т. д.—число подвешиваемых колонн (без учета колонны кондуктора), первое число—рабочее давление, второе число— диаметр эксплуатационной колонны в мм, третье число—диаметр технической колонны, четвертое число—диаметр колонны кондуктора в мм, ХЛ—климатическое исполнение для холодного района, исполнение по коррозионной стойкости:
К1—для сред, содержащих СО2 до 6 %;
К2—для сред, содержащих h3S иСО2 до 6 %;
КЗ—для сред, содержащих h3S и СО2 до 25%;
К2И—для колонных обвязок, изготовленных из малолегированной и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора в скважине.
Например, оборудование обвязки обсадных колонн с клиновой подвеской двух колонн (без учета колонны кондуктора) диаметром 140 и 219 мм на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении для сред, содержащих h3S и CO2до 6%: ГКК2-350-140Х219Х426К2.
Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин
Эта арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном макроклиматических районах для сред, содержащих СО2, h3S и СО и пластовую воду. Собирается по схемам тройникового и крестового типов (рис. 11.3, схемы 1—6) согласно ГОСТ 13846—84.
По заказу потребителя арматуру можно поставлять в следующем комплекте:
· станция управления СУАП;
· дублирующие запорные устройства на боковых отводах елки и трубной головке;
· дополнительная трубная головка с запорным устройством на боковом отводе, обеспечивающая эксплуатацию скважин двухрядной концентричной подвеской подъемных труб;
· специальный переводник трубной головки, обеспечивающий спуск в скважину электрического кабеля для питания электроэнергией скважинного центробежного электронасоса (ЭЦН).
Схема 1 Схема 2
Схема 3 Схема 4
Схема 5 Схема 6
Рис. 11.3. Схема фонтанной арматуры тройникового и крестового типов:
1 — манометр; 2 — запорное устройство к манометру; 3 — фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10- крестовина.
Кроме того, арматуру можно изготавливать:
· для скважин, оборудованных скважинными управляемыми устройствами;
· по схемам, обеспечивающим возможность соединения скважинного предохранительного устройства с системой управления им, а также нагнетания ингибиторов.
В шифре фонтанной арматуры приняты следующие обозначения: АФ—арматура фонтанная; конструктивное исполнение по схемам ГОСТ 13846—84; а—двухрядная концентричная подвеска подъемных труб; К—подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки (на муфтовой подвеске буква не пишется); Э—для эксплуатации скважин с погружными центробежными электронасосами; В—способ управления задвижками (дистанционный и автоматический); первое число—диаметр условного прохода по стволу и боковым струнам в мм; второе число—рабочее давление; ХЛ—климатическое исполнение для холодного района; исполнение по коррозионной стойкости: К1 —для сред, содержащих СО2 до 6 %; К2— для сред, содержащих СО2 и Н2S до 6%; КЗ—то же, Н2S и СО2 до 25%; К2И—для фонтанной арматуры, изготовленной из малолегированной и низкоуглеродистой стали, с применением ингибитора в скважине.
Например, арматура фонтанная с подвеской подъемных труб на резьбе переводника трубной головки, по схеме 6 ГОСТ 13846—84, с дистанционным и автоматическим управлением задвижек, с условным проходом 100 мм, рассчитанная на рабочее давление 21 МПа для не коррозионной среды и холодной климатической зоны—АФК6В-100Х21ХЛ; арматура фонтанная с двухрядной концентричной подвеской подъемных труб на муфте для скважины, содержащей в продукции до 25 % h3S и С02—АФ6аВ-80/65х70КЗ (80—проход по стволу, 65—по боковым струнам в мм).
Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным и пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели).
Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб, их герметизации, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают на резьбе и на муфтовой подвеске.
Подвешивание колонн на резьбе осуществляется:
· при однорядном лифте—на резьбе стволовой катушки;
· при двухрядном лифте: внутренняя колонна — на резьбе стволовой катушки; наружная—на резьбе тройника (крестовины) трубной головки.
Подвешивание колонн на муфтовой подвеске осуществляется:
· при однорядном лифте—на муфте в крестовине трубной головки;
· при двухрядном лифте: внутренняя—на муфте в тройнике трубной головки, наружная—на муфте в крестовине.
Елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию регулирования режима эксплуатации, для установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а также для проведения некоторых технологических операций.
Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки.
В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки. Для регулирования режима эксплуатации на боковых струнах елки установлены регулируемые или нерегулируемые дроссели со сменной втулкой из износостойкого материала. Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846—84 приведены в табл. 11.2.
Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846—84
Таблица 11.2
| Условный проход, мм | Рабочее давление, МПа | ||
| ствола елки | боковых отводов елки | боковых отводов трубной головки | |
| 14,21,35,70, 105, 140 | |||
| 50,65 | 50,65 | ||
| 50, 65, 80 | 14,21,35,70, 105 | ||
| 65. 80, 100 | 21,35,70 | ||
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 14 МПа, (табл. 11.3) изготовляют по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846—84. В качестве запорного устройства арматуры применяется проходной пробковый кран типа КППС, герметизируемый уплотнительной смазкой ЛЗ-162, а регулирующего устройства — быстросменный дроссель.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 21 и 35 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками типа ЗМС1 и принудительной подачей смазки, с условным проходом 65 мм — по схемам 1—6, с условным проходом 80 мм — по схемам 1, 5 и 6, с условным проходом 100 и 150 мм—по схеме 6 ГОСТ 13846—84 (табл. 11.4).
Таблица 11.3
| Фонтанная арматура с проходными пробковыми кранами | Габаритные размеры, мм | Масса арматуры в собранном виде, кг | ||
| длина L | высота Н | |||
| АФК1-65Х14 | ||||
| АФК1-65Х 14 | ||||
| АФК1Э-65Х 14 | ||||
| АФК1Э-65Х 14 | ||||
| АФКЗ-65Х 14 | ||||
| АФКЗ-65Х 14 | ||||
| АФК5-65Х 14 | ||||
| АФК5-65Х 14 |
Примечание. Ширина В для всей арматуры составляет 430 мм.
Таблица 11.4
| Фонтанная арматура с прямоточными задвижками | Габаритные размеры, мм | Масса арматуры в собранном виде, кг | ||
| длина | ширина | высота | ||
| АФК1-65Х21 | ||||
| АФК2-65Х21 | ||||
| АФКЗ-65Х21 | ||||
| АФКЗа-65Х21 | ||||
| АФК1-65Х35 | ||||
| АФКЗ-65Х35 | ||||
| АФКЗа-65Х35 | ||||
| АФК6-80/65Х35ХЛ | ||||
| АФ6В-80/65Х35К2 | ||||
| АФК6-100Х21ХЛ | ||||
| АФК6В-100Х21К2И | ||||
| АФК6-100Х35ХЛ | ||||
| АФК6-100Х35К1 | ||||
| АФК6В-100Х35К2 | ||||
| АФК6В-100Х35К2И | ||||
| АФК6-150/100Х21ХЛ |
При наличии в скважине управляемого клапана - отсекателя в трубной головке фонтанной арматуры имеется отверстие, через которое пропускается трубка гидропривода. Запорным устройством в арматуре служат прямоточная задвижка типа ЗМС1 с одно-пластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу» и принудительной подачей смазки и типа ЗМС — с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением. Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 70 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки по схеме 6 ГОСТ 13846—84. Запорное устройство — прямоточная задвижка типа ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки в затвор, и типа ЗМС, ЗМСП с одно-пластинчатым шибером, с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.
Таблица 11.5
| Фонтанная арматура | Запорное устройство | Габаритные размеры, мм | Масса арматуры в собранном виде, кг | |||
| длина L | ши рина В | вы сота Н | ||||
| АФ6М-50Х70 | Прямоточные за движки типа ЗМАД, ЗМАДП и ЗМ | |||||
| АФ6аВ-80/50Х70 | ||||||
| АФ6А-80/50Х 70К2 |
Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин
Эта арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном макроклиматических районах для сред, содержащих СО2, h3S и СО и пластовую воду. Собирается по схемам тройникового и крестового типов (рис. 11.3, схемы 1—6) согласно ГОСТ 13846—84.
По заказу потребителя арматуру можно поставлять в следующем комплекте:
· станция управления СУАП;
· дублирующие запорные устройства на боковых отводах елки и трубной головке;
· дополнительная трубная головка с запорным устройством на боковом отводе, обеспечивающая эксплуатацию скважин двухрядной концентричной подвеской подъемных труб;
· специальный переводник трубной головки, обеспечивающий спуск в скважину электрического кабеля для питания электроэнергией скважинного центробежного электронасоса (ЭЦН).
Схема 1 Схема 2
Схема 3 Схема 4
Схема 5 Схема 6
Рис. 11.3. Схема фонтанной арматуры тройникового и крестового типов:
1 — манометр; 2 — запорное устройство к манометру; 3 — фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10- крестовина.
Кроме того, арматуру можно изготавливать:
· для скважин, оборудованных скважинными управляемыми устройствами;
· по схемам, обеспечивающим возможность соединения скважинного предохранительного устройства с системой управления им, а также нагнетания ингибиторов.
В шифре фонтанной арматуры приняты следующие обозначения: АФ—арматура фонтанная; конструктивное исполнение по схемам ГОСТ 13846—84; а—двухрядная концентричная подвеска подъемных труб; К—подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки (на муфтовой подвеске буква не пишется); Э—для эксплуатации скважин с погружными центробежными электронасосами; В—способ управления задвижками (дистанционный и автоматический); первое число—диаметр условного прохода по стволу и боковым струнам в мм; второе число—рабочее давление; ХЛ—климатическое исполнение для холодного района; исполнение по коррозионной стойкости: К1 —для сред, содержащих СО2 до 6 %; К2— для сред, содержащих СО2 и Н2S до 6%; КЗ—то же, Н2S и СО2 до 25%; К2И—для фонтанной арматуры, изготовленной из малолегированной и низкоуглеродистой стали, с применением ингибитора в скважине.
Например, арматура фонтанная с подвеской подъемных труб на резьбе переводника трубной головки, по схеме 6 ГОСТ 13846—84, с дистанционным и автоматическим управлением задвижек, с условным проходом 100 мм, рассчитанная на рабочее давление 21 МПа для не коррозионной среды и холодной климатической зоны—АФК6В-100Х21ХЛ; арматура фонтанная с двухрядной концентричной подвеской подъемных труб на муфте для скважины, содержащей в продукции до 25 % h3S и С02—АФ6аВ-80/65х70КЗ (80—проход по стволу, 65—по боковым струнам в мм).
Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным и пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели).
Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб, их герметизации, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают на резьбе и на муфтовой подвеске.
Подвешивание колонн на резьбе осуществляется:
· при однорядном лифте—на резьбе стволовой катушки;
· при двухрядном лифте: внутренняя колонна — на резьбе стволовой катушки; наружная—на резьбе тройника (крестовины) трубной головки.
Подвешивание колонн на муфтовой подвеске осуществляется:
· при однорядном лифте—на муфте в крестовине трубной головки;
· при двухрядном лифте: внутренняя—на муфте в тройнике трубной головки, наружная—на муфте в крестовине.
Елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию регулирования режима эксплуатации, для установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а также для проведения некоторых технологических операций.
Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки.
В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки. Для регулирования режима эксплуатации на боковых струнах елки установлены регулируемые или нерегулируемые дроссели со сменной втулкой из износостойкого материала. Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846—84 приведены в табл. 11.2.
Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846—84
Таблица 11.2
| Условный проход, мм | Рабочее давление, МПа | ||
| ствола елки | боковых отводов елки | боковых отводов трубной головки | |
| 14,21,35,70, 105, 140 | |||
| 50,65 | 50,65 | ||
| 50, 65, 80 | 14,21,35,70, 105 | ||
| 65. 80, 100 | 21,35,70 | ||
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 14 МПа, (табл. 11.3) изготовляют по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846—84. В качестве запорного устройства арматуры применяется проходной пробковый кран типа КППС, герметизируемый уплотнительной смазкой ЛЗ-162, а регулирующего устройства — быстросменный дроссель.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 21 и 35 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками типа ЗМС1 и принудительной подачей смазки, с условным проходом 65 мм — по схемам 1—6, с условным проходом 80 мм — по схемам 1, 5 и 6, с условным проходом 100 и 150 мм—по схеме 6 ГОСТ 13846—84 (табл. 11.4).
Таблица 11.3
| Фонтанная арматура с проходными пробковыми кранами | Габаритные размеры, мм | Масса арматуры в собранном виде, кг | ||
| длина L | высота Н | |||
| АФК1-65Х14 | ||||
| АФК1-65Х 14 | ||||
| АФК1Э-65Х 14 | ||||
| АФК1Э-65Х 14 | ||||
| АФКЗ-65Х 14 | ||||
| АФКЗ-65Х 14 | ||||
| АФК5-65Х 14 | ||||
| АФК5-65Х 14 |
Примечание. Ширина В для всей арматуры составляет 430 мм.
Таблица 11.4
| Фонтанная арматура с прямоточными задвижками | Габаритные размеры, мм | Масса арматуры в собранном виде, кг | ||
| длина | ширина | высота | ||
| АФК1-65Х21 | ||||
| АФК2-65Х21 | ||||
| АФКЗ-65Х21 | ||||
| АФКЗа-65Х21 | ||||
| АФК1-65Х35 | ||||
| АФКЗ-65Х35 | ||||
| АФКЗа-65Х35 | ||||
| АФК6-80/65Х35ХЛ | ||||
| АФ6В-80/65Х35К2 | ||||
| АФК6-100Х21ХЛ | ||||
| АФК6В-100Х21К2И | ||||
| АФК6-100Х35ХЛ | ||||
| АФК6-100Х35К1 | ||||
| АФК6В-100Х35К2 | ||||
| АФК6В-100Х35К2И | ||||
| АФК6-150/100Х21ХЛ |
При наличии в скважине управляемого клапана - отсекателя в трубной головке фонтанной арматуры имеется отверстие, через которое пропускается трубка гидропривода. Запорным устройством в арматуре служат прямоточная задвижка типа ЗМС1 с одно-пластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу» и принудительной подачей смазки и типа ЗМС — с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением. Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 70 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки по схеме 6 ГОСТ 13846—84. Запорное устройство — прямоточная задвижка типа ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки в затвор, и типа ЗМС, ЗМСП с одно-пластинчатым шибером, с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.
Таблица 11.5
| Фонтанная арматура | Запорное устройство | Габаритные размеры, мм | Масса арматуры в собранном виде, кг | |||
| длина L | ши рина В | вы сота Н | ||||
| АФ6М-50Х70 | Прямоточные за движки типа ЗМАД, ЗМАДП и ЗМ | |||||
| АФ6аВ-80/50Х70 | ||||||
| АФ6А-80/50Х 70К2 |
Page 2
Таблица 11.6
| Завод производитель | Обозначение | Тип запорной арматуры |
| Юго-Камский машиностроительный завод им. Лепсе | АФК (АФТ)-65Крх140 | Кран пробковый КФПЛ-65х140 |
| АФК1-65х140 | Кран пробковый КППС-65х140 | |
| Машиностроительный завод им. лейтенанта Шмидта. (г. Баку) | АФ3аК-65х210 | Задвижка ЗМС1-65х210 |
| АФ3К-65х210 | ||
| АФК3-65х210 | ||
| АФ3К-65х350 | Задвижка ЗМС1-65х350 | |
| АФ3аК-65х350 | ||
| АФК3-65х350 | ||
| АО «Станкомаш» (Г. Челябинск) | АФК1-65х210 | Задвижка ЗМС1-65х210 |
| АНК1-65х210 | ||
| АО «Чеховский завод энергетического машиностроения» | АФК1-65х210 | Задвижка ЗФ-65х210М |
| ПО «Баррикады» (г. Волгоград) | АФК1-65х21А | Задвижка ЗМБ-65х21 |
| Воронежский механический завод | АФК-65х210 | Задвижка ЗФ-65х210 |
| Механическое предприятие Кымпина (Румыния) | 3”x2.1/2”-210 | Задвижки 2.1/2”-210 и 3”-210 |
| 3”x3”-210 | ||
| TIX CORPORATION (JAPAN) | 11”x7.1/16-210,9 | IKS/WKM 2.1/16”-3000#W.P.MODEL M-5” SAF-T-SEAL |
| BREDA ENERGIA (Италия) | 11”x7.1/16”-210,9 | 2.1/16” API 3000 (TRIM BTN-L) |
| NATIONAL-OILWELL (США, Хьюстон) | 11-3Мх7.1/16”-3M | На крестовину 2.1/16”-3M; на фонтанную елку 2.9/16”-3M |
11.2. ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Противовыбросовое оборудование (ОП) предназначено для герметизации устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, при проворачивания, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями, а также протаскивании колонны бурильных труб с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замкового соединения под углом 18°). Противовыбросовое оборудование позволяет производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт. Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать ГОСТу 13862-90.
В соответствии с ГОСТ 13862-90 предусмотрено десять типовых схем ОП:
схемы 1 и 2 — с механическим (ручным) приводом;
схемы 3...10 — с гидравлическим приводом.
Схема 1 включает плашечный превентор 1, задвижку с ручным управлением 2, устьевую крестовину 3, регулируемый дроссель 5 с ручным управлением, гаситель потока 6 и манометр 4 с запорным и разрядным устройствами и разделителями сред.
Схема 2 аналогична схеме 1, но добавлен еще один плашечный превентор.
Схема 3 состоит из плашечного превентора 1, задвижки с гидравлическим управлением 2, устьевой крестовины 3, манометра 5 с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред, кольцевого превентора 4, регулируемого дросселя 6 с ручным управлением, задвижки/с ручным управлением гасителя потока 8, вспомогательного пульта 9, станции гидропривода 10 и обратного клапана 11.
Схема 4 аналогична схеме 3, но вместо кольцевого превентора устанавливается второй плашечный превентор.
В схеме 5 добавлен к двум плашечным один кольцевой превентор, в остальном схема аналогична схеме 4.
Схема 6 отличается от схемы 5 заменой регулируемого дросселя с ручным управлением на регулируемый дроссель с гидравлическим управлением и соответственно добавлением в схему пульта управления гидроприводного дросселя.
Схема 7 состоит из двух плашечных превенторов 7, задвижек 5 с гидроуправлением, устьевой крестовины 4, манометра 9 с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред, кольцевого превентора 6, регулируемого дросселя 10 с ручным управлением, задвижки 8 с ручным управлением, гасителя потока 11, вспомогательного пульта 1, станции гидропривода 2, обратного клапана 3, регулируемого дросселя 12 с гидравлическим управлением и пульта управления гидроприводным дросселем 13.
Схема 8 аналогична схеме 6, но к крестовине 8 добавлены две задвижки с ручным приводом, установленные рядом с задвижками с гидроуправлением.
Схема 9 аналогична схеме 7, но в обвязку нижней крестовины 4 к задвижкам с гидравлическим управлением 5 включены две задвижки с ручным управлением.
Схема 10 включает три плашечных превентора 6, задвижку с гидроуправлением 7, устьевую крестовину 4, манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред 8, кольцевой превентор 5, дроссель регулируемый с ручным управлением 9, задвижку с ручным управлением 10, гаситель потока 11, вспомогательный пульт 1, станцию гидропривода 2, обратный клапан 3, регулируемый дроссель 13 с гидроуправлением и пульт управления гидроприводным дросселем 12.
Основные параметры и размеры превенторов приведены в табл. 11.7. (ГОСТ 13862-90)
Условное обозначение ОП (ГОСТ 13862-90) должно состоять из слова «Оборудование», шифра, построенного по приведенной ниже схеме, и обозначения нормативно-технического документа на поставку. Пример условного обозначения ОП по схеме 6 на рабочее давление 35 МПа с условным проходом превенторного блока 280 мм и манифольдом с условным проходом 80 мм :
Оборудование ОП6-280/80х35 ГОСТ 13862-90
Рис. 11.1. Схема 1.
Рис. 11.2. Схема 3.
Рис. 11.3. Схема 7.
Рис. 11.4. Схема 10.
Рис. 11.5. Принципиальная схема противовыбросового оборудования ОП-230х70Бр
1-ручной привод; 2- вспомогательный пульт; 3-установка превенторов; 4-манифольд; 5-основной пульт управления.
Превенторы. Плашечный превентор (рисунок 11.6.) состоит из корпуса 2, откидных крышек с гидроцилиндрами 1 и 3, шарнирно подвешенных на корпусе, и других деталей. В табл. 11.7. даны основные технические данные плашечных превенторов.
Рис. 11.6. Плашечный превентор.
Рис. 11.7. Универсальный превентор.
Универсальный (кольцевой) превентор (рисунок 11.2.7.) включает уплотнитель 1, крышку 2, корпус 3, конический плунжер 4 и запорную камеру. Конструкция превентора обеспечивает герметизацию устья скважины вокруг любой части бурильной колонны и полного перекрытия бурильных труб, а также герметизацию устья скважины при отсутствии колонны труб в скважине.
Технические характеристики плашечных превенторов Таблица 11.7.
| Шифр | Диаметр проходного отверстия, мм | Давление рабочее, кгс/см2 | Давление пробное, кгс/см2 | Плашки сменные под трубы диаметром, мм | Глухие плашки | Длина, мм | Ширина, мм | Высота, мм | Масса, кг |
| ППГ-156х320 ППГ-156х320ХЛ | 60; 63,5; 73; 89; 102; 114 | Х | |||||||
| ППГ-307х200 ППГ-307х200ХЛ | 102; 114; 124; 127; 140; 146: 168; 178; 194; 197; 203; 219 | Х | |||||||
| ППГ-307х320 | Х | ||||||||
| ППГ-350х350 | 114; 127; 146: 168; 178; 194; 197; 203; 219; 245; 273 | Х | |||||||
| ППГ-406х125 | 127; 140; 146: 168; 178; 194; 197; 203; 219; 245; 273 | Х | |||||||
| ППГ-520х140 | 114; 146: 168; 178; 194; 203; 219; 245; 273; 299; 324; 340; 351; 377; 407; 426. | Х |
Технические характеристики универсальных превенторов.
Таблица 11.8.
| Типоразмер | Диаметр проходного отверстия, мм | Рабочее давление, МПа | Диаметр проходного отверстия уплотнителя, мм | Наибольший условный диаметр труб, пропускаемый с подвеской, мм | Высота, мм, не более | Масса, кг, не более |
| ПУ1-180х210 | 180-0 | |||||
| ПУ1-180х350 | ||||||
| ПУ1-180х700 | ||||||
| ПУ1-230х350 | 230-0 | |||||
| ПУ1-230х700 | ||||||
| ПУ1-280х210 | 280-0 | |||||
| ПУ1-280х350 | ||||||
| ПУ1-280х700 | ||||||
| ПУ1-350х210 | 350-0 | |||||
| ПУ1-350х350 | ||||||
| ПУ1-350х700 | ||||||
| ПУ1-425х140 | 425-0 | |||||
| ПУ1-425х210 | ||||||
| ПУ1-520х210 |
Установка гидравлического управления превенторамии задвижкамиманифольда типа ГУП-100Бр-2 состоит из двух взаимно сблокированных пультов — основного и вспомогательного.
Техническая характеристика установки ГУП-100Бр-2
Число управляемых узлов 6
Рабочее давление в системе, МПа 10
Рабочая жидкость в системе Гидравлическая жидкость марки
132-10, масло индустриальное
Объем масляного бака, дм3 45
Газ, применяемый в аккумуляторе Азот
Давление азота в пневмогидроаккумуляторе
без масла, МПа 6...6,5
Объем масла в пневмогидроаккумуляторе
при давлении в системе 10 МПа и давлении
азота при заправке 6 МПа, дм3 . 163
Мощность электродвигателя, кВт ... 3
Подача, cмз/oб.
шестеренчатого насоса 10
ручного насоса за один двойной ход 15
Диапазон давлений, устанавливаемый
регулируемым клапаном, МПа0….10
Основной пульт предназначен для управления превенторами с безопасного места вне буровой. Все узлы смонтированы на общей раме и представляют собой компактный габаритный транспортируемый блок.
Пневмогидроаккумуляторслужит для накапливания гидравлической энергии за счет сжатия газа с целью сокращения времени на операции закрывания — открывания плашек превенторов и задвижек манифольда и обеспечения работы установки при отключении электроэнергии на буровой. Объем пневмогидроаккумулятора 405 дм3, рабочее давление 10 МПа, пробное давление 12,5 МПа, масса без рабочей среды 686 кг.
Распределители служат для оперативного управления превенторами и задвижками.
Вспомогательный пульт предназначен для управления комплексом противовыбросового оборудования непосредственно с рабочего места бурильщика и состоит из корпуса, двух распределителей, регулирующего клапана, фильтра, манометров, блокировочного цилиндра и трубопроводов. С пульта производят закрывание двух плашечных превенторов, открывание рабочей задвижки манифольда, закрывание и открывание универсального превентора.
Манифольд имеет две линии — рабочую и аварийную. Аварийная линия используется при бурении разведочных скважин и в аварийных операциях. Рабочая применяется для всех операций воздействия на скважину и состоит из отводов в желобную систему через штуцеры, в шламовый амбар и отводов к буровому насосу и цементировочному агрегату.
Ручной привод используют как аварийный для закрывания плашечных превенторов в случае отсутствия электроэнергии при разряженном аккумуляторе, а также для фиксации закрытого положения плашек.
Разъемный желоб состоит из двух стоек, соединенных болтами. Уплотняется разъем стоек прокладками. Боковой отвод разъемного желоба соединяют с желобом циркуляционной системы посредством наклонной трубы, уплотняемой кольцами. Кольца поджимаются к стойке желоба и корпусу сальника крышками с помощью шпилек и гаек.
Манифольд противовыбросового оборудования. Манифольд состоит из блока дросселирования 7, блока глушения 2 и трубной секции 3. Конструкция представляет собой комплекс узлов запорной и регулирующей арматуры и трубопроводов, постоянно смонтированных на общей раме. Комплекс включает регулируемые дроссели с дистанционным гидравлическим и ручным управлением, сепаратор, пакет труб, манометры с запорным и разрядным устройствами и разделителями сред и секции трубопроводов. Дистанционное гидравлическое управление выполняют с пульта управления гидроприводными дросселями. В рабочем положении блок дросселирования и блок глушения соединяются со стволовой частью противовыбросового оборудования с помощью трубопроводов. Между устьевой крестовиной и трубопроводом устанавливаются задвижки с дистанционным гидравлическим управлением. Такие же задвижки устанавливаются между блоком глушения и стволовой частью.
Техническая характеристика МПО
Таблица 11.8.
| Показатели | Тип манифольда | |||||
| МПБ2- 80Х35К2 | МПБ2- 80Х35 | МПБЗ- 80Х35 | МПБ2-80Х70 | МПБЗ 80Х70 | ||
| Макроклиматический район применение (ГОСТ 16350—80) | Умеренный | Умеренный, холодный | ||||
| Условный проход, мм | ||||||
| Рабочее давление, МПа | ||||||
| Общая длина труб, м | Высокого давления на 35 МПа –32 метра; на 70 МПа— 30, низкого давления до 80 | |||||
| Тип запорного устройства | Задвижки ЗМ-80х 35К2 с ручным и ЗМ-80Гх35К2 с дистанционным гидравлическим управлением (ТУ 26-16-165-84) | Задвижки прямоточные с ручным ЗМ-80х35 и гидравлическим управлением ЗМ-80Гх35 (ТУ 26-16-165—84) | Задвижки прямоточные ЗМ-80х35, ЗМ-80х70 с ручным управлением (ТУ 26-16-165—84); ЗМ-80Гх70 с дистанционным гидравлическим Управлением | |||
| Тип регулируемого устройства | Дроссель регулируемый ДР-80х35К2 с ручным и ДР-80Гх35К2 с дистанционным гидравлическим управлением | Дроссель регулируемый ДР-80х35К2 с ручным управлением | Дроссель регулируемый ДР-80х35К2 с ручным и ДР-80Гх35К2 с дистанционным гидравлическим управлением | Дроссель регулируемый ДР-80х70К2 с ручным и ДР-80Гх70К2 с дистанционным гидравлическим управлением | ||
| Дистанционное управление запорными устройствами Регулирующими устройствами | От установки управления СН-6V (Румыния) От пульта управления дросселем ПДР-1М по ТУ 25-1655 (Ца2 390-595)-84 | От ГУП 100Бр-1 по ТУ 26-16-14-76 или от установки управления СН-6V (Румыния) От пульта управления дросселем ПДР-1М по ТУ 25-1655 (Ца2 390-595)-84 | От ГУП 100Бр-2 по ТУ 26-16-14-76 От пульта управления дросселем ПДР-1М по ТУ 25-1655 (Ца2 390-595)-84 | |||
| Номинальное давление в системе гидроуправления запорными и регулирующими устройствами, МПа | ||||||
| Температура скважинной среды, не более 0С | ||||||
| Габариты, мм : Блока глушения Блока дросселирования Блока сепаратора Пакета труб Пакета трубных секций | 1130х1085х1170 3230х2160х1170 8200х850х610 8100х850х760 | 1130х1085х1170 3230х2160х1170 1350х1050х5800 8200х1050х780 | 1180х1180х1225 3230х2520х1220 | |||
| Масса манифольда, кг | ||||||
Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН
Колонные головки
По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования, верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.
Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:
1. герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства;
2. жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину;
3. возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.
4. восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.
Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации.
Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления.
В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую
(рис. 11.1.1) ГКК и муфтовую ГКМ (рис. 11.2.).
Наиболее распространена колонная головка клиновая. Она предназначена для обвязки двух колонн - промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора
(табл. 11.1).
Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление согласно приведенным ниже данным.
Рис.11.1. Колонная головка клиновая типа ГКК
1-фланец; 2-пробка; 3-корпус головки; 4-резиновые уплотнители; 5-пакер; 6-клинья; 7-патрубок; 8-эксплуатационная колонна; 9-фланец для установки головки на устье; 10-фланец промежуточной колонны.
Рисунок 11.2. Головка колонная муфтовая типа ГКМ.
1-корпус головки; 2-металлическая манжета; 3-резиновые кольца; 4,6-фланцы; 5-полукольцо; 7-муфта для подвески эксплуатационной колонны; 8-манометр; 9-патрубок с фланцем; 10-кран.
Рабочее давление, МПа 7; 14; 21; 35; 70; 103
Пробное давление при условном диаметре проходного сечения фланца головки, который присоединяется к обсадной колонне:
< 350 мм 2 Рраб
>350 мм 1,5 Рраб
После установки колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газообразными агентами в следующем порядке:
1) Через межколонное пространство на устье опрессовывают на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны, но не выше давления, которое может вызвать поглощение жидкости;
2) устанавливают на колонну трубную головку фонтанной арматуры, снижают уровень жидкости в колонне и вторично спрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 мин.
При опрессовках колонной головки не должно быть утечки газа.
Техническая характеристика колонных головок
Таблица 11.1
| Типоразмер колонной головки | Максимальный размер расточки под колонную подвеску, мм | Рабочее давление, МПа | Условный диаметр труб, на которых устанавливается головка, мм | Высота корпуса колонной головки, мм | Диаметр, мм | ||
| Проходного отверстия корпуса головки | Внешний корпуса подвески | Условный колонны труб, подвешиваемой на колонной головке | |||||
| 230х140-219 | 114, 127, 140, 146 | ||||||
| 230х210-219 | 114, 127, 140, 146 |
| 230х350-219 | 114, 127, 140, 146 | ||||||
| 280х140-245 | 114, 127, 140, 146, 168 | ||||||
| 280х210-245 | 114, 127, 140, 146, 168 | ||||||
| 280х350-245 | 114, 127, 140, 146, 168 | ||||||
| 280х140-273 | 114, 127, 140, 146, 168, 194 | ||||||
| 280х210-273 | 114, 127, 140, 146, 168, 194 | ||||||
| 280х350-273 | 114, 127, 140, 146, 168, 194 | ||||||
| 350х140-299 | 140, 146, 168, 194, 219 | ||||||
| 350х210-299 | 140, 146, 168, 194, 219 | ||||||
| 350х350-299 | 140, 146, 168, 194, 219 | ||||||
| 350х140-324 | 140, 146, 168, 194, 219, 245 | ||||||
| 350х210-324 | 140, 146, 168, 194, 219, 245 | ||||||
| 350х350-324 | 140, 146, 168, 194, 219, 245 | ||||||
| 425х140-377 | 168, 194, 219, 245, 273 299 | ||||||
| 425х210-377 | 168, 194, 219, 245, 273 299 | ||||||
| 425х350-377 | 168, 194, 219, 245, 273 299 |
По условиям эксплуатации оборудование подразделяется на три группы:
для умеренного макроклиматического района
1) не коррозионной среды;
2) коррозионной сред;
3) для холодного макроклиматического района и не коррозионной среды.
В шифре колонных головок приняты следующие обозначения: Г—головка, К—колонна, К или М—способ подвешивания колонн (соответственно на клиньях или на муфте), 1, 2, 3 и т. д.—число подвешиваемых колонн (без учета колонны кондуктора), первое число—рабочее давление, второе число— диаметр эксплуатационной колонны в мм, третье число—диаметр технической колонны, четвертое число—диаметр колонны кондуктора в мм, ХЛ—климатическое исполнение для холодного района, исполнение по коррозионной стойкости:
К1—для сред, содержащих СО2 до 6 %;
К2—для сред, содержащих h3S иСО2 до 6 %;
КЗ—для сред, содержащих h3S и СО2 до 25%;
К2И—для колонных обвязок, изготовленных из малолегированной и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора в скважине.
Например, оборудование обвязки обсадных колонн с клиновой подвеской двух колонн (без учета колонны кондуктора) диаметром 140 и 219 мм на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении для сред, содержащих h3S и CO2до 6%: ГКК2-350-140Х219Х426К2.
Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин
Эта арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном макроклиматических районах для сред, содержащих СО2, h3S и СО и пластовую воду. Собирается по схемам тройникового и крестового типов (рис. 11.3, схемы 1—6) согласно ГОСТ 13846—84.
По заказу потребителя арматуру можно поставлять в следующем комплекте:
· станция управления СУАП;
· дублирующие запорные устройства на боковых отводах елки и трубной головке;
· дополнительная трубная головка с запорным устройством на боковом отводе, обеспечивающая эксплуатацию скважин двухрядной концентричной подвеской подъемных труб;
· специальный переводник трубной головки, обеспечивающий спуск в скважину электрического кабеля для питания электроэнергией скважинного центробежного электронасоса (ЭЦН).
Схема 1 Схема 2
Схема 3 Схема 4
Схема 5 Схема 6
Рис. 11.3. Схема фонтанной арматуры тройникового и крестового типов:
1 — манометр; 2 — запорное устройство к манометру; 3 — фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10- крестовина.
Кроме того, арматуру можно изготавливать:
· для скважин, оборудованных скважинными управляемыми устройствами;
· по схемам, обеспечивающим возможность соединения скважинного предохранительного устройства с системой управления им, а также нагнетания ингибиторов.
В шифре фонтанной арматуры приняты следующие обозначения: АФ—арматура фонтанная; конструктивное исполнение по схемам ГОСТ 13846—84; а—двухрядная концентричная подвеска подъемных труб; К—подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки (на муфтовой подвеске буква не пишется); Э—для эксплуатации скважин с погружными центробежными электронасосами; В—способ управления задвижками (дистанционный и автоматический); первое число—диаметр условного прохода по стволу и боковым струнам в мм; второе число—рабочее давление; ХЛ—климатическое исполнение для холодного района; исполнение по коррозионной стойкости: К1 —для сред, содержащих СО2 до 6 %; К2— для сред, содержащих СО2 и Н2S до 6%; КЗ—то же, Н2S и СО2 до 25%; К2И—для фонтанной арматуры, изготовленной из малолегированной и низкоуглеродистой стали, с применением ингибитора в скважине.
Например, арматура фонтанная с подвеской подъемных труб на резьбе переводника трубной головки, по схеме 6 ГОСТ 13846—84, с дистанционным и автоматическим управлением задвижек, с условным проходом 100 мм, рассчитанная на рабочее давление 21 МПа для не коррозионной среды и холодной климатической зоны—АФК6В-100Х21ХЛ; арматура фонтанная с двухрядной концентричной подвеской подъемных труб на муфте для скважины, содержащей в продукции до 25 % h3S и С02—АФ6аВ-80/65х70КЗ (80—проход по стволу, 65—по боковым струнам в мм).
Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным и пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели).
Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб, их герметизации, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают на резьбе и на муфтовой подвеске.
Подвешивание колонн на резьбе осуществляется:
· при однорядном лифте—на резьбе стволовой катушки;
· при двухрядном лифте: внутренняя колонна — на резьбе стволовой катушки; наружная—на резьбе тройника (крестовины) трубной головки.
Подвешивание колонн на муфтовой подвеске осуществляется:
· при однорядном лифте—на муфте в крестовине трубной головки;
· при двухрядном лифте: внутренняя—на муфте в тройнике трубной головки, наружная—на муфте в крестовине.
Елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию регулирования режима эксплуатации, для установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а также для проведения некоторых технологических операций.
Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки.
В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки. Для регулирования режима эксплуатации на боковых струнах елки установлены регулируемые или нерегулируемые дроссели со сменной втулкой из износостойкого материала. Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846—84 приведены в табл. 11.2.
Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846—84
Таблица 11.2
| Условный проход, мм | Рабочее давление, МПа | ||
| ствола елки | боковых отводов елки | боковых отводов трубной головки | |
| 14,21,35,70, 105, 140 | |||
| 50,65 | 50,65 | ||
| 50, 65, 80 | 14,21,35,70, 105 | ||
| 65. 80, 100 | 21,35,70 | ||
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 14 МПа, (табл. 11.3) изготовляют по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846—84. В качестве запорного устройства арматуры применяется проходной пробковый кран типа КППС, герметизируемый уплотнительной смазкой ЛЗ-162, а регулирующего устройства — быстросменный дроссель.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 21 и 35 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками типа ЗМС1 и принудительной подачей смазки, с условным проходом 65 мм — по схемам 1—6, с условным проходом 80 мм — по схемам 1, 5 и 6, с условным проходом 100 и 150 мм—по схеме 6 ГОСТ 13846—84 (табл. 11.4).
Таблица 11.3
| Фонтанная арматура с проходными пробковыми кранами | Габаритные размеры, мм | Масса арматуры в собранном виде, кг | ||
| длина L | высота Н | |||
| АФК1-65Х14 | ||||
| АФК1-65Х 14 | ||||
| АФК1Э-65Х 14 | ||||
| АФК1Э-65Х 14 | ||||
| АФКЗ-65Х 14 | ||||
| АФКЗ-65Х 14 | ||||
| АФК5-65Х 14 | ||||
| АФК5-65Х 14 |
Примечание. Ширина В для всей арматуры составляет 430 мм.
Таблица 11.4
| Фонтанная арматура с прямоточными задвижками | Габаритные размеры, мм | Масса арматуры в собранном виде, кг | ||
| длина | ширина | высота | ||
| АФК1-65Х21 | ||||
| АФК2-65Х21 | ||||
| АФКЗ-65Х21 | ||||
| АФКЗа-65Х21 | ||||
| АФК1-65Х35 | ||||
| АФКЗ-65Х35 | ||||
| АФКЗа-65Х35 | ||||
| АФК6-80/65Х35ХЛ | ||||
| АФ6В-80/65Х35К2 | ||||
| АФК6-100Х21ХЛ | ||||
| АФК6В-100Х21К2И | ||||
| АФК6-100Х35ХЛ | ||||
| АФК6-100Х35К1 | ||||
| АФК6В-100Х35К2 | ||||
| АФК6В-100Х35К2И | ||||
| АФК6-150/100Х21ХЛ |
При наличии в скважине управляемого клапана - отсекателя в трубной головке фонтанной арматуры имеется отверстие, через которое пропускается трубка гидропривода. Запорным устройством в арматуре служат прямоточная задвижка типа ЗМС1 с одно-пластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу» и принудительной подачей смазки и типа ЗМС — с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением. Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 70 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки по схеме 6 ГОСТ 13846—84. Запорное устройство — прямоточная задвижка типа ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки в затвор, и типа ЗМС, ЗМСП с одно-пластинчатым шибером, с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.
Таблица 11.5
| Фонтанная арматура | Запорное устройство | Габаритные размеры, мм | Масса арматуры в собранном виде, кг | |||
| длина L | ши рина В | вы сота Н | ||||
| АФ6М-50Х70 | Прямоточные за движки типа ЗМАД, ЗМАДП и ЗМ | |||||
| АФ6аВ-80/50Х70 | ||||||
| АФ6А-80/50Х 70К2 |
Рекомендуемые страницы:
Воспользуйтесь поиском по сайту:
ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают фонтанную арматуру.
фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин
Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном макроклиматических районах для сред, содержащих С02, h3S и пластовую воду. Фонтанные арматуры собирается по схемам тройникового и крестового типов (рис. 4.10) согласно ГОСТ 13846-84 и различаются между собой по конструктивным и прочностным признакам:
- - по рабочему или пробному давлению;
- - по размерам проходного сечения ствола;
- - по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб;
- - по виду запорных устройств.
Схемы фонтанной арматуры тройникового (а) и крестового (б) типов:
а - 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка; б - обозначения те же, кроме 5 - крестовина
Рис. 4.10
Для фонтанных скважин преимущественно применяются арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа. Арматуры с диаметром 100 и 150 мм предусмотрены для высокодебитных газовых скважин. Арматуры на рабочее давление 100 МПа могут применяться на сверхглубоких скважинах или скважинах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
В шифре фонтанной арматуры приняты следующие обозначения: АФ - арматура фонтанная; конструктивное исполнение по схемам ГОСТ 13846-84; а - двухрядная концентричная подвеска подъемных труб; К - подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки (на муфтовой подвеске буква не пишется); Э - для эксплуатации скважин с погружными центробежными электронасосами; В - способ управления задвижками (дистанционный и автоматический); первое число - диаметр условного прохода по стволу и боковым струнам в мм; второе число - рабочее давление; ХЛ - климатическое исполнение для холодного района; исполнение по коррозионной стойкости: К1 - для сред, содержащих СО2 до 6 %; К2 - для сред, содержащих СО2 до 6%; КЗ - то же, h3S и СО2 до 25%; К2И - для фонтанной арматуры, изготовленной из малолегированной и низкоуглеродистой стали.
Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным и пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели).
Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб, их герметизации, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.
Колонны подъемных труб подвешивают на резьбе и на муфтовой подвеске.
Подвешивание колонн на резьбе осуществляется: при однорядном лифте - на резьбе стволовой катушки; при двухрядном лифте: внутренняя колонна - на резьбе стволовой катушки; наружная - на резьбе тройника (крестовины) трубной головки.
Подвешивание колонн на муфтовой подвеске осуществляется: при однорядном лифте - на муфте в крестовине трубной головки; при двухрядном лифте: внутренняя - на муфте в тройнике трубной головки, наружная - на муфте в крестовине.
Фонтанная елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, для установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а также для проведения некоторых технологических операций.
Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки.
В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки. Для регулирования режима эксплуатации на боковых струнах елки установлены регулируемые или нерегулируемые дроссели со сменной втулкой из износостойкого материала. Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846-84 приведены в табл. 1.2.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 14 МПа, изготовляют по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846-84. В качестве запорного устройства арматуры применяется проходной пробковый кран типа КППС, герметизируемый уплотнительной смазкой ЛЗ-162, а регулирующего устройства - быстросменный дроссель.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 21 и 35 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками типа ЗМС1 и принудительной подачей смазки, с условным проходом 65 мм - по схемам 1-6, с условным проходом 80 мм - по схемам 1, 5 и 6, с условным проходом 100 и 150 мм - по схеме 6 ГОСТ 13846-84.
При наличии в скважине управляемого клапана-отсекателя в трубной головке фонтанной арматуры имеется отверстие, через которое пропускается трубка гидропривода. Запорным устройством в арматуре служат прямоточная задвижка типа ЗМС1 с однопластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу» и принудительной подачей смазки и типа ЗМС - в с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.
Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 70 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки (рис. 4.11) по схеме 6 ГОСТ 13846-84. Запорное устройство - прямоточная задвижка типа ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки в затвор, и типа ЗМС, ЗМСП с однопластинчатым шибером, с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.
Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные (типа ЗМАДП) имеют дублирующее ручное управление. Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.
При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно-измерительных приборов (манометров, дебитомеров) или депарафинизационных скребков вместо буфера над верхней стволовой задвижкой помещают специальный лубрикатор.
Установка фонтанной арматуры на устье скважины является важным и ответственным этапом работ, особенно если скважина пробурена на залежь с газонапорным режимом и отличается высоким давлением. Поэтому сборка фонтанной арматуры на устье скважины должна производиться тщательно, с проверкой и опрессовкой собранной арматуры на двухкратное рабочее давление.
Фонтанная арматура АфаВ-80/50700К2:
1 - дроссель регулируемый; 2 - задвижка с автоматическим управлением ЗМАДП; 3 - вентиль; 4, 5, 8 и 12 - задвижки с ручным управлением ЗМАД; 6 и 10 - крестовины; 7 - задвижка с дистанционным управлением ЗМАДП; 9 - фланец переводной; 11 - подвеска; 13 - распределитель; I, II, III, IV - импульсные трубки к станции управления
Рис. 4.11
Page 2
Запорные устройства предназначены для перекрытия проходных отверстий в фонтанной арматуре и устьевом оборудовании. Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам, - абсолютная герметичность их затворов; от их бесперебойного действия зависит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано-сварные двух типов:
- - проходные пробковые краны типа КППС с уплотнительной смазкой;
- - прямоточные задвижки с однопластинчатым (типа ЗМС1) и двухпластинчатым (типа ЗМАД) шиберным затворами с принудительной или автоматической подачей смазки, ручным или пневматическим управлением.
Пробковые краны имеют меньшую, по сравнению с задвижками, массу. Они удобны при эксплуатации, особенно при автоматизации управления работой скважин. Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с рабочей средой только в момент открытия и закрытия, что значительно уменьшает их эрозию и коррозию.
В условном обозначении пробкового крана указывается: КППС - кран пробковый проходной со смазкой; первое число - условный проход в мм; второе число - рабочее давление; ХЛ - климатическое исполнение для холодной зоны.
Краны пробковые, рассчитанные на давление 14 МПа, состоят из корпуса, каналы которого перекрываются конусной пробкой при ее повороте рукояткой на 90°. Зазор между пробкой и корпусом регулируется винтом. Кран работает только со смазкой. Смазка герметизирует затвор крана и резьбу шпинделя облегчает поворот пробки и предотвращает коррозию деталей. Смазка подается через канал в шпинделе с помощью нажимного болта через обратный клапан в полость корпуса. Кран оснащен специальным устройством для отжатия пробки при ее заклинивании в корпусе.
Прямоточная уплотняемая смазкой задвижка сконструирована таким образом, что в ней как в открытом, так и в закрытом состоянии рабочая среда (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, благодаря чему износ уплотняющих поверхностей в ней незначителен. Она обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей, содержащихся в рабочей среде. Задвижка эта двухстороннего действия, т.е. после износа одной стороны затвора при повороте задвижки на 180° она будет работать второй стороной затвора.
В условном обозначении задвижки указывается: ЗМ - задвижка с уплотнением шибера «металл по металлу»; С или А - с уплотнительной смазкой и подачей ее принудительно или автоматическим способом; I или Д - модификация задвижки (одно- или двухшиберная); Б -исполнение корпуса задвижки бесфланцевое (при фланцевом буква не пишется); П - пневматическое управление; первое число - диаметр условного прохода в мм; второе число - рабочее давление; исполнение по коррозионной стойкости аналогично фонтанной арматуре.
Прямоточные задвижки типа ЗМС1 с принудительной подачей смазки с ручным управлением (рис 1.5 а) с условным проходом 65, 80, 100 и 150 мм, рассчитанные на рабочее давление 21 и 35 МПа, состоят из корпуса, седла входного, шпинделя, маховика, гайки ходовой, крышки подшипников, гайки нажимной, кольца нажимного, манжет, крышки, пружин тарельчатых, клапана нагнетательного, седла выходного, шибера. Герметичность затвора обеспечивается созданием необходимого удельного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел. Предварительное удельное давление создается тарельчатыми пружинами. Герметичности затвора способствует уплотнительная смазка ЛЗ-162 или «Арматол-238», которая подается через нагнетательный клапан. Герметичность между корпусом и крышкой обеспечивается установкой металлической прокладки и затяжкой шпилек гайками. Соосность проходных отверстий шибера и корпуса регулируется регулировочными гайками.
Для облегчения управления задвижкой опоры ходовой гайки выполнены на опорных шарикоподшипниках, а задвижки с условным проходом 80, 100 и 150 мм имеют уравновешивающий шток. Резьбы шпинделя и ходовой гайки вынесены из зоны контакта со средой, что улучшает условия работы. Уплотнениями шпинделя и штока служат манжеты из материала АНГ. Для повышения герметизирующей способности предусмотрена подача уплотнительной смазки в узел сальника через нагнетательный клапан.
В настоящее время вместо задвижек типа ЗМС1 (см. рис. 4.12, а) выпускаются модернизированные задвижки типа ЗМ и ЗМС.
Прямоточная задвижка типа ЗМАД, рассчитанная на давление 70 МПа, с автоматической подачей смазки и ручным управлением (рис. 4.12, б) состоит из корпуса, двух седел (щек), шибера, выполненного в виде двух плашек, шпинделя, уравновешивающего штока, корпуса сальника, ходовой гайки с трапецеидальной резьбой, упорных подшипников, крышки подшипника, маховика, кожуха.
Соосность отверстий плашек и прохода задвижки регулируется винтом. Для подачи смазки в узел подшипника предусматривается масленка.
Прямоточные задвижки типов ЗМС1 (а)и ЗМАД (б) с ручным управлением: а - 1 - крышка; 2 - разрядная пробка; 3 - крышка подшипника; 4 - регулировочная шайба; 5 - шпиндель; 6 - верхний кожух; 7 - маховик; 8 - упорный шарикоподшипник; 9 - ходовая гайка; 10 - узел сальника; 11 - прокладка; 12 - шибер; 13 - корпус; 14 - выходное седло; 15 - шток; 16 - нагнетательный клапан; 17 - нижний кожух; 18 - входное седло; 19 - тарельчатая пружина б - 1 - корпус; 2 - шпиндель; 3 - обратный клапан для спазки узла сальника; 4 - ходовая гайка; 5 - маховик; 6 - винт; 7 - кожух; 8 - масленка; 9 - упорный шариковый подшипник; 10 - крышка подшипников; 11 - корпус сальника; 12 - поршенек; 13 - плашка; 14 - направляющие щеки; 15 - фторопластовая втулка; 16 - манжеты; 17 - уравновешивающий шток
Рис. 4.12
Уплотнение шпинделя и уравновешивающего штока осуществляется сальником, представляющим собой набор манжет шевронного типа из материала АНГ. Для повышения герметизирующей способности сальника предусматривается подача уплотнительной смазки через обратный клапан.
Предварительные удельные давления на уплотнительных поверхностях плашек и щек создаются с помощью шести цилиндрических пружин, устанавливаемых между плашками.
Особенность задвижки - наличие системы автоматической подачи смазки в затвор, состоящий из полости, поршеньков и системы каналов, которые связывают полость с кольцевой канавкой на уплотнительной поверхности щеки и обратными клапанами, расположенными снаружи корпуса и предназначенными для периодического (через каждые 10-15 циклов работы задвижки) нагнетания смазки в полость. Рабочее давление среды внутри корпуса через поршенек передается на смазку, которая заполняет канавку.
Задвижка типа ЗМАДП с пневмоприводом отличается от задвижки с ручным управлением наличием приводной части. Приводная часть состоит из пневмоцилиндра и дублирующего ручного управления, служащего для управления задвижкой в случае отказа пневмосистемы.
нефтяной скважина фонтанирование труба
Page 3
Эти устройства предназначены для регулирования режима работы нефтяных и газовых скважин, осуществляемого дросселированием потока рабочей среды путем изменения площади кольцевого прохода.
В условном обозначении регулируемого дросселя указывается: ДР - дроссель регулируемый; первое число - диаметр условного прохода в мм; второе число - рабочее давление; исполнение по коррозионной стойкости по аналогии с фонтанной арматурой и задвижкой.
Регулируемый дроссель (рис. 4.13, а), рассчитанный на давление 35 МПа, состоит из корпуса, в котором происходит поворот струи под прямым углом, втулки с корпусом насадки. Во втулку вставляется сменная насадка. Детали дросселя уплотняются с помощью резиновых колец. Положение шпинделя фиксируется стопорной шайбой.
Поступательное перемещение наконечника, укрепленного на конце шпинделя с помощью гайки, осуществляется вращением маховика. Степень открытия-закрытия дросселя определяется по указателю с делениями, показывающими диаметр цилиндрического отверстия в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади кольцевого сечения.
В качестве насадки постоянного сечения предусматривается нерегулируемый дроссель. Для этого сборка, состоящая из шпинделя, насадки, гайки и других деталей, заменяется заглушкой (рис. 4.13, б).
Регулируемый (а) и нерегулируемый (б) дроссели:
1 - стопор; 2 - стопорная шайба; 3 - маховик; 4 - упорная гайка; 5 - указатель; 6 - резьбовая втулка; 7 - шпиндель; 8 - крышка; 9 - корпус; 10 - гайка; 11 - наконечник; 12 - корпус насадки; 13 - пробки; 14 - насадка; 15 - втулка; 16 - заглушка
Рис. 4.13
