Устьевая арматура скважины


Устьевая арматура: разновидности и устройство

Устьевая арматура - это деталь, которая применяется при добычи нефти для того, чтобы осуществить обвязку нефтепровода, а также герметизацию этого участка. Другими словами можно сказать, что наличие этих приспособлений является обязательным.

Использование устройств

Устьевая арматура используется не только для работы с нефтепроводом. Ее можно также успешно использовать, чтобы проводить исследования глубинного назначения, к примеру. Еще один вариант ее использования - это регулировка отбора жидкости. Все эти примеры достаточно наглядно показывают, что использование устьевой арматуры является неотъемлемой частью нефтедобычи.

Важно добавить, что выбор таких приспособлений осуществляется по специальным критериям, а также все они отличаются тем, что качество их производства очень высоко, как и производительность. К примеру, рабочий диапазон температуры, при котором устьевая арматура способна отлично выполнять свои функции, находится в районе от -60 до +40 градусов по Цельсию. Другими словами, использовать их можно практически в любом климате.

Основные параметры приспособления

Основной определяющей характеристикой для устьевой арматуры стал размер. Средний показатель длины такого приспособления составляет около трех метров. Что касается ширины, то она, естественно, меняется в зависимости от модели, но примерным средним показателем является 715 миллиметров. Последний показатель в плане габаритов - это высота, которая в среднем равна 1,5 метрам.

Еще один важный показатель для данного оборудования - это проход устройства запорного типа. Числовой показатель данного параметра может доходить до 50 миллиметров. Вместе с устьевой арматурой для скважины используется и такое оборудование, как насосно-компрессорное. Диаметр трубы таких устройств может доходить до показателя в 75 мм. Стоит отметить, что арматура данного типа - это не определенное устройство, а набор нескольких важных компонентов, которые выполняют такие цели, как герметизация устья скважины. Кроме того, арматура будет отвечать за распределение потока веществ, которые будут поступать из скважины. Можно регулировать еще и такое летучее вещество, как газ, к примеру.

Конструкция оборудования

Что касается конструкции этого приспособления, то есть несколько основных компонентов. К ним относится, к примеру, головка трубного типа, головка колонного типа и головка самой арматуры. Головка арматуры относится к регулировочно-запорному типу. В качестве компонентов можно выделить даже такие небольшие устройства, как вентили, задвижки запорного типа и некоторые другие мелкие детали подобного рода.

Основное назначение устьевой арматуры - это сдерживание сильного потока давления, а также возможность исследования этого давления внутри самой же конструкции. Для того чтобы запустить арматуру такого типа, обычно используется механический привод. Однако случается так, что давление слишком высокое. В таком случае сдерживаться оно будет или при помощи установок пневматического типа или при помощи гидравлической системы. Стоит также сказать, что может быть устьевая нагнетательная арматура. В таком случае она способна выполнять функции нагнетания или стравливания потоков газа.

Стоит выделить одно очень важное преимущество арматуры такого типа. Если какой-либо элемент выйдет из строя во время работы, то его можно будет заменить, не выводя из эксплуатации всю станцию целиком. Это является одним из наиболее важных критериев, так как в таком случае появляется возможность проведения ремонтных работ, без нарушения временного интервала работы станции. Это одно из основных требований в среде нефтедобычи. Кроме того, это помогает сэкономить значительное количество материальных средств, которые были бы потеряны, пока станция простаивала на ремонте.

Сама по себе конструкция связывается воедино при помощи разнообразных хомутов и разных фланцев. Тут стоит также выделить, что если во всей конструкции у какого-либо элемента возникнет отклонение от номинальных данных, то все другие устройства, принадлежащие к запорному типу и все другие механические элементы, будут выведены из строя. За это отвечает автоматическая система, которой оснащена любая арматура такого типа.

Арматура фонтанного типа

На сегодняшний день существует такая разновидность арматуры, как устьевая фонтанная. Она, в свою очередь, делится на несколько типов. Она может быть тройникового типа или же крестового. Выбор зависит от того, какая была выбрана фонтанная елка. Также она может быть либо двухрядной, либо однорядной. Это определяется количеством насосных трубных изделий, которые будут спускаться вниз, в скважину. Оборудование может быть кранами или задвижками, то есть, отличается типом запорного устройства. Отличие такого типа арматуры еще и в том, что проходное отверстие может быть от 50 до 150 мм. Применяется при давлении от 14 до 140 МПа.

Устройства для скважины нагнетательного типа

Основное предназначение такого типа арматуры - это герметизация скважин нагнетательного типа. Особенностью является то, что можно проводить все работы во время нагнетания в скважину воды. Из основных частей оборудования выделяется трубная головка и елка. Первый элемент используется для того, чтобы герметизировать затрубное пространство. Также необходимо для выполнения определенных ремонтных работ, исследовательских работ, некоторых технологических операций. Состоит данный элемент из таких компонентов, как задвижки, крестовина и несколько элементов для быстрого соединения.

fb.ru

Фонтанная арматура – важная часть нефтегазовых скважин

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

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

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

Фонтанирование нефтяной (газовой) скважины – это явление, при котором на поверхность с забоя скважины наблюдается подъем пластового флюида. Такое явление становится возможным за счет наличия пластовой энергии. Как правило, фонтанирование скважины фиксируется на первых стадиях разработки месторождений полезных ископаемых, когда на забое имеется высокое давление и большой запас пластовой энергии. Впрочем, если говорить конкретно о газоконденсатных и газовых скважинах, то можно отметить тот факт, что они способны эксплуатироваться по фонтанной методике достаточно долго.

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

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

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

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

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

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

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

Трубы подвешиваются на обвязку двумя способами:

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

В тех случаях, когда в скважину планируется погружать два ряда насосно-компрессорных труб (бывают еще и обсадные трубы для скважин), на крестовину рассмотренной нами обвязки монтируют тройник. В данной ситуации наружный ряд трубных изделий крепится к патрубку (точнее – к тройнику, который расположен на нем), а внутренний ряд – через переводник к стволовой катушке. Допускается монтировать два ряда труб и на муфте. Тогда в крестовине будет размещаться наружный их ряд, а в тройнике обвязки – внутренний.

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

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

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

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

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

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

Верхняя часть елки накрыта буфером (иначе он называется колпаком). Крестовая схема предусматривает наличие рабочего и запасного бокового отвода, тройниковая – наличие запасной (расположена снизу) и рабочей (находится вверху) выкидной линии. Запасные линии в процессе эксплуатации находятся в закрытом положении. Их открывают только тогда, когда возникает потребность в проведении ремонтных либо обслуживающих мероприятий:

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

Конкретный вид елки, а также количество выкидных линий подбирают с учетом параметров газовой или нефтяной скважины. На большинстве современных объектов устанавливают тройниковые фонтанные елки, в которых число таких линий равняется двум. А вот одна выкидная линия монтируется только в скважинах с малым (до 14 МПа) давлением в устье. Крестовая же схема признается оптимальной для скважин с давлением свыше 35МПа при условии, что в жидкой или газовой смеси, выносимой на поверхность, нет механических твердых включений.

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

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

  • нерегулируемые:
  • регулируемые.

Самым простым нерегулируемым штуцерным устройством является 10-миллиметровый диск из стали (подходит и низколегированная, и высоколегированная сталь), который размещается между фланцами. Подобный дроссель располагает в своем центре отверстием сечением в пределах 3–35 миллиметров. Выбираемое для каждого конкретного случая сечение позволяет скважине и арматуре работать в заданном технологическом режиме.

Дроссели регулируемого типа похожи на обычный вентиль. Их проходной диаметр можно изменять по мере необходимости при помощи наконечника, которые посредством перемещения маховика отдаляется от втулки либо приближается к ней. Регулируемые штуцеры эксплуатируются при нагрузке не более 70 МПа. Применяются они реже, чем нерегулируемые, так как срок эксплуатации регулируемых устройств очень мал (если из скважины вместе с нефтью или газом подается материал высокого абразивного уровня, они сразу же выходят из строя).

tutmet.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Устьевая арматура.  [1]

Устьевая арматура скважины, эксплуатируемой УШГН, РєСЂРѕРјРµ функций выполняемых РїСЂРё всех способах добычи должна обеспечить герметичность перемещающегося РІ ней возвратно-поступательно полированного штока. Последний является механической СЃРІСЏР·СЊСЋ между колонной штанг Рё головкой балансира РЎРљ.  [2]

Устьевая арматура скважины, манифольды Рё выкидные линии, имеющие сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока. Находящееся РЅР° поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно Рё относительно просто очищается РѕС‚ отложений, РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРј, термическими методами.  [3]

Устьевая арматура скважин, через которые осуществляется закачка РІРѕРґС‹ РІ пласт, подвергается гидравлическому испытанию РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, установленном для фонтанной арматуры. Напорная система трубопроводов, расположенных внутри кустовой водонасос - j: H0EF станции, РґРѕ РІРІРѕРґР° РІ эксплуатацию опрессовывается РЅР° полуто-ракратное рабочее давление.  [4]

Устьевая арматура скважин, через которые осуществляется закачка РІРѕРґС‹ РІ пласт, подвергается гидравлическому испытанию РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, установленном для фонтанной арматуры. Напорная система трубопроводов, расположенных внутри кустовой водонасосной станции, РґРѕ РІРІРѕРґР° РІ эксплуатацию спрессовывается РЅР° полуто-ракратное рабочее давление.  [5]

Перед разборкой устьевой арматуры скважины РІ затрубно пространстве ее дав ление снижают РґРѕ ат мосферного.  [7]

Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление РІ трубном Рё затрубном пространствах должно быть снижено РґРѕ атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, РІ которой РЅРµ предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление РґРѕ атмосферного Рё выдержать РІ течение РЅРµ менее трех часов.  [8]

Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление РІ затрубном пространстве должно быть снижено РґРѕ атмосферного. РџСЂРё отсутствии забойного клапана-отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью РІ соответствии СЃ планом работ.  [9]

Перед разборкой устьевой арматуры скважины РІ затрубно пространстве ее дав ление снижают РґРѕ ат мосферного.  [11]

Установка соединяется СЃ устьевой арматурой скважины посредством РіРёР±РєРёС… шлангов быстросъемными соединениями. Р�спытание ЭЦН РїСЂРё откачке продукции скважины производится после СЃРїСѓСЃРєР° РІ скважину Рё установления режима РїРѕ обычной схеме.  [12]

Установка соединяется СЃ устьевой арматурой скважины РїСЂРё помощи РіРёР±РєРёС… шлангов СЃ быстросъемными соединениями.  [14]

РџСЂРё применении скребкой РЅР° устьевой арматуре скважины монтируют лубрикатор СЃ сальником. Через этот лубрикатор Рё производится СЃРїСѓСЃРє РІ скважину - скребков Рё различных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ для глубинных измерений.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Устьевая арматура УЭЦН

Наиболее распространенным способом уплотнения кабелей в устьевой арматуре скважин является их заделка с помощью резиновых сальниковых уплотнителей (шайб). Данные «катушки» предназначены для эксплуатации в интервале температур от -60 до +100 °С.

Уплотнение российских кабелей производится по изоляции токопроводящих жил, уплотнение кабелей иностранных фирм -- по оболочкам жил или по общим шланговым оболочкам (в зависимости от конструкций кабелей). Данный способ трудоемок и не исключает деформацию изоляции и оболочек жил кабелей

Рядом ведущих фирм мира разработаны и успешно эксплуатируются узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважин, представляющие собой разъемные герметические соединения концов основного кабеля кабельной линии и питающего наземного кабеля.

Рис. 14. Катушки с кабельным вводом

Устьевая арматура

Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинным центробежным насосом, предназначено для отвода в манифольд продукции скважины, герметизации пространства между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления. Кроме того, оборудование должно давать возможность использовать приборы при исследовании скважины (замере давления на выкиде у насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, замере уровня жидкости в ней и т. д.).

Рис.17. Схема оборудования устья скважины при эксплуатации ее ЭЦН.

Крестовик 1 (Рис. 17.), соединенный с обсадной колонной, имеет разъемный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом расположено резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7. Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтайной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок, что существенно упрощает комплектацию оборудования устья и его эксплуатацию. Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, давление, на которое рассчитан устьевой сальник, -- 4 МПа, диаметр условного прохода запорных органов -- 65 мм.

Page 2

Установка ЭЦН чаще всего имеет довольно большую длину (до 25 м и более), в связи с чем монтаж отдельных узлов и заправка маслом погружного электродвигателя и гидрозащиты проводится непосредственно на устье скважины. Для проведения этих работ применяются специальные виды инструментов и приспособлений.

Монтажный хомут-элеватор ХМ-3 предназначен для подъема, спуска, удержания на весу или на фланце колонной головки гидрозащиты, секций насоса и всего насосного агрегата.

Монтажный хомут-элеватор (рис. 18) состоит из корпуса 1, затвора 2, двух откидных болтов 3 и двух гаек 4. Откидные болты вращаются вокруг осей 5. Корпус представляет собой скобу с приваренными к ней проушинами, в которых имеются окна и отверстия для стропов и штырей 6. На внутренних поверхностях корпуса и затвора имеется кольцевой выступ, который при закрытии элеватора входит в кольцевую проточку на головке секции насоса или гидрозащиты. Грузоподъемность монтажного хомута-элеватора 3 т, масса 12,5 кг.

Грузоподъемность монтажного хомута-элеватора 3 т, масса 12,5 кг.

Рис. 18. Монтажный хомут-элеватор ХМ-3

Хомут-элеватор ХМД-2 предназначен для подъема, спуска, удержания на весу или на фланце колонной головки секций электродвигателя.

Хомут-элеватор (рис. 19) состоит из корпуса 1, затвора 2, откидного болта 3 и гайки 4. Затвор вращается вокруг оси 5, а откидной болт -- вокруг оси 6. Корпус представляет собой скобу с проушинами, в которых имеются окна и отверстия для стропов и штырей 7. На внутренних поверхностях корпуса и затвора имеются выступы. Грузоподъемность хомута-элеватора 2 т, масса 11 кг.

Рис. 19. Хомут-элеватор ХМД-2

Заправочный насос МЦ2 предназначен для заправки электродвигателя и гидрозащиты диэлектрическим маслом.

Заправочный насос (рис. 20) состоит из емкости 1, в которую вмонтирован ручной поршневой насос 2. Масло ручным насосом нагнетается по шлангу 3 через присоединительный штуцер 4 в заправляемый двигатель. Масло в емкость заливается через горловину 5. Объем емкости 20 литров.

Рис. 20. Заправочный насос МЦ2

Для контроля давления масла в электродвигателе и протекторе при проверке герметичности соединения секций электродвигателя, соединения кабеля и протектора с электродвигателем в процессе монтажа на скважине предназначен опрессовочный штуцер с манометром.

Для контроля затяжки крепежных деталей при монтаже погружной установки служит динамометрический ключ. Ключ состоит из профилированного трубчатого корпуса, внутри которого концентрично размещены рычаг и подпружиненный ролик. Регулировка ключа производится сжатием пружины при навинчивании рукоятки на корпус и фиксируется контргайкой. На наружном конце рычага устанавливается необходимого размера гаечный ключ. При превышении допустимой величины момента затяжки в процессе монтажа рычаг ключа, проворачиваясь вокруг пальца и сжимая пружину, ударяет по корпусу. Толчок и звук удара являются предупредительным сигналом о необходимости окончания завинчивания крепежной детали.

Вилка для кабельной муфты используется для отделения корпуса муфты от головки электродвигателя при демонтаже установки.

studwood.ru


Смотрите также