Подвеска нкт в фонтанной арматуре

Трубная конструкция включает в конструктивный состав разные фланцевые соединения, тройники, отводы и другие изделия. Для уплотнения соединений в таких сооружениях применяют прокладки из стали, которые содержат минимальное количество углерода.

Фонтанная арматура предназначается для решения множества задач. В частности, одна из таких задач — устройство обвязки трубопроводов различного назначения. Использование этого оборудования позволяет выполнять управление движением рабочей среды и обеспечивать исполнение процессов, контролирующих производство. Устройства применяют для герметизации отводов от основных трубопроводов.

Назначение фонтанной арматуры

Устройства этого класса отвечают за решение следующих инженерно-технических задач:

• обеспечение герметизации скважины;
• отведение продукции, транспортируемой по трубопроводной системе;
• для настройки и поддержания дебита скважины;
• при обеспечении доступа к скважинному забою;
• для обеспечения забора проб, без остановки производственных процессов.

Изделия этого класса применяют при высоком давлении, возникающим под действием нагрузок. Арматуру используют когда существует возможность воздействия агрессивных сред внутри скважины. Довольно часто она применяется, если в жидкости присутствует большое количество примесей разного происхождения и размера.

При использовании такой системы необходимо учитывать то, что это оборудование должно иметь длительный срок эксплуатации и необходимый запас прочности. Основные потребители этой продукции это предприятия занятые на добыче и транспортировке углеводородов, а также строительстве трубопроводных транспортных систем.

Разновидности арматуры

ГОСТ, которые действуют на территории нашей страны, определили следующие типы фонтанной арматуры:

1. Тройниковая (крестовая) — схема позволяет подключать отводы к сборным и замерным установкам при помощи выкидных линий.
2. Двухрядная (однорядная) — ее оснащают задвижками или кранами. Первые применяют для работы на нефтяных скважинах, вторые — на газовых.

Кроме вышеописанной классификации, применяют и такую:

1. По давлению. Типовое оборудование работает при давлении от 7 до 105 МПа. Арматура, которая рассчитана на работу при высоком давлении используют для работы на глубоких скважинах. Кроме того, ее устанавливают на скважинах, в которых было отмечено наличие опасное давление пластов.
2. По размеру прохода ствола. Этот размер лежит в пределах от 50 до 150 мм. Устройства с рабочими диаметрами от 100 до 150 мм устанавливают на скважины по добыче нефти и газа с высоким дебитом.

Проектировщик, подбирая материал для производства арматуры, должен учитывать свойства среды. Кстати, для установки изделий во взрывоопасной среде не желательно устанавливать узлы и агрегаты, выполненные из чугуна.

В состав типовой арматуры входят разные типы задвижек, клапаны и пр. В состав специальной обвязки включают редукционные вентили, затворы и клапаны для подачи катализаторов и работы резервной арматуры.

Конструкция фонтанной арматуры

ГОСТ 13846–84, подразумевает применение схем тройникового и крестового типа. В состав типовой фонтанной арматуры входят такие узлы, как:

• трубная головка;
• фонтанная елка;
• запорные устройства, управляемые в ручном режиме;
• дроссели.

Трубная головка предназначена для того, что на нее подвешивают НКТ в несколько рядов и обеспечения их герметичности. Кроме того, она принимает участие в некоторых технологических процессах, связанных с освоением, работой и обслуживанием скважины.

Это устройство, при необходимости выполнять замену установленных на ней боковых задвижек. Для этого применяют глухие пробки, устанавливаемые в резьбе, нарезанной в корпусе.

Фонтанная елка призвана решать следующие задачи:

• направление готовой продукции в линию;
• принятие участия в монтаже дополнительных устройств;
• выполнение замеров параметров работы трубопроводной сети;
• обеспечение спуска устройств для очистки скважинных труб.

Запирающие устройства представлены пробковыми кранами и задвижками с подаваемой смазкой. Главная их задача перекрывание движение рабочей среды.

Технические требования к конструкции

В ГОСТ 13846–89 определил, что фонтанная арматура предназначена для выполнения герметизации скважин, перекрывания движения рабочей среды и выполнения других технологических процедур. В соответствии с нормативами, регламентированными в ГОСТ 15150–69 эти устройства, могут работать при температурах от -60 до +40 градусов.

В ГОСТ 51365–2009 определяет технические условия и требования к указанной арматуре. Проектировщики, занимающиеся конструированием оборудования должны руководствоваться требованиями этого документа.

Маркировка арматуры

Для маркировки этого типа продукции применяют буквенно-цифровые сокращения, которые обозначают следующим образом АФХ или АФКХ, где АФ говорит о типе арматуры, в этом случае арматура фонтанная, буква «К» сообщает о методе подвески трубопровода. Буква Х (от 1 до 6) показывает на схему в соответствии с ГОСТ 13846–84 . Кроме того, в маркировке изделия могут быть указаны численные параметры, показывающие рабочий диаметр и давление, климатическое исполнение и некоторые другие, в частности, класс коррозионной стойкости.

Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры

В процессе эксплуатации нефтяной или газовой скважины выполняют установку конструкции. Для присоединения используют колонные головки. Отверстия, расположенные в верхнем фланце, позволяют фиксировать детали с разными типоразмерами. Процесс установки оборудования выполняют в несколько шагов.

В пространство между фланцами укладывают прокладку, выполненную из малоуглеродистой стали и имеющей овальную форму. С помощью элеватора колонну труб опускают на место установки. После этого трубы собирают между собой с помощью резьбовых соединений. Кстати, резьбу перед сборкой имеет смысл покрыть защитной смазкой. После окончания сборки установки необходимо провести ее опрессовку.

Ремонт этого оборудования необходимо выполнять только на специальных предприятия. Перед тем как отправить ее в ремонт, установка должна быть разобрана. Елку надо промыть и в это время провести обследование оставшихся компонентов.

Фонтанная арматура и схема ее обвязки, конструируется так, что бы она могла защитить окружающую среду от воздействия на нее рабочей среды, подаваемой в трубопроводной системе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устьевому оборудованию фонтанных арматур. Подвеска насосно-компрессорных труб соединена с трубной головкой и адаптерным фланцем. Подвеска содержит корпус. Нижний пакет уплотнений состоит из опорной втулки и эластичного кольца. Средний пакет уплотнений состоит из опорных колец, уплотнительных колец Н-образной формы, двусторонней клиновидной разжимной втулки, нижнего и верхнего клиновидных разжимных колец. Верхний пакет уплотнений состоит из опорных колец, уплотнительного кольца Н-образной формы, верхнего и нижнего клиновидных разжимных колец. Корпус подвески с наружной стороны в месте установки уплотнительных колец Н-образной формы имеет кольцевые полости. Количество опорных колец в верхнем и среднем пакете уплотнений должно быть не менее двух. Изобретение обеспечивает многоразовое использование уплотнительных колец при переустановке подвески насосно-компрессорных труб, повышение надежности работы, снижение себестоимости эксплуатации подвески. 1 з. п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности устьевому оборудованию фонтанных арматур.

Известна подвеска насосно-компрессорных труб (НКТ) фонтанной арматуры, контактирующая с трубной головкой и адаптерным фланцем, состоящая из корпуса подвески НКТ и уплотнений (Композит- каталог нефтяного оборудования и услуг, II выпуск 1995-96 г., т.2, раздел G-Z, стр. 678, издательство GULF PUBLISHING COMPANY HOUSTON TEXAS, USA). Недостатком данного технического решения является невозможность повторного использования уплотнений при многократной установке подвески НКТ.

Известна подвеска НКТ фонтанной арматуры, контактирующая с трубной головкой и адаптерным фланцем, состоящая из корпуса подвески НКТ, пакета уплотнений, включающего металлическую манжету, разжимные и опорные кольца (Композит-каталог нефтяного оборудования и услуг, II выпуск 1995-96 гг., т. 1, раздел А-Г, стр. 434, издательство GULF PUBLISHING COMPANY HOUSTON TEXAS, USA). Недостатком данного технического решения является использование манжет только для одного монтажа подвески НКТ.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности работы подвески, многократное использование уплотнений при переустановке подвески НКТ.

Данная техническая задача решается за счет наличия нижнего пакета уплотнений, состоящего из опорной втулки и эластичного кольца, среднего пакета уплотнений, состоящего из опорных колец, уплотнительных колец Н-образной формы, двусторонней клиновидной разжимной втулки, нижнего и верхнего клиновидных разжимных колец, верхнего пакета уплотнений, состоящего из опорных колец, уплотнительного кольца Н-образной формы и верхнего и нижнего клиновидных разжимных колец, причем корпус подвески по наружной поверхности имеет кольцевые полости в месте установки уплотнительных колец Н-образной формы, а количество опорных колец для среднего и верхнего пакета уплотнений должно быть не менее двух. Опорные кольца для среднего и верхнего пакета уплотнений одновременно являются и компенсационными для обеспечения размера от торца верхнего фланца трубной головки до верхнего торца верхнего пакета уплотнений.

После монтажа подвески НКТ в трубной головке, установки пакетов уплотнений на корпусе подвески НКТ, соединения ее с адаптерным фланцем происходит сжатие уплотнений в осевом направлении. Для компенсации изменения линейных размеров уплотнений, уменьшения сжатия их на наружной поверхности корпуса подвески НКТ для каждого пакета уплотнений в месте установки уплотнительных колец Н-образной формы имеется кольцевая полость, размеры которой (глубина и ширина) являются расчетными. Кроме того, деформация уплотнений зависит от веса НКТ, длина которых может быть различна. Для компенсации изменения положения корпуса подвески НКТ относительно верхнего торца трубной головки для надежной работы подвески служат опорные кольца. Их должно быть не менее двух, т.к. два кольца обеспечивают в сумме большую вариантность размеров при меньшем количестве колец. Уплотнительные кольца с кольцевыми канавками на торцевых поверхностях имеют Н-образное поперечное сечение и в совокупности с клиновидными разжимными кольцами, создающими расклинивающий эффект, осуществляют поджатие уплотнений, обеспечивая герметичность.

На чертеже показана подвеска НКТ в разрезе.

Подвеска насосно-компрессорных труб, входящая в комплект фонтанной арматуры, соединенная с трубной головкой 1 и адаптерным фланцем 2, состоит из корпуса подвески 3, нижнего пакета уплотнений, состоящего из опорной втулки 4, эластичного кольца 5; среднего пакета уплотнений, состоящего из опорных колец 6 и 7, уплотнительных колец 8 Н-образной формы, двусторонней клиновидной разжимной втулки 9, нижнего 10 и верхнего 11 клиновидных разжимных колец; верхнего пакета уплотнений, состоящего из опорных колец 12 и 13, уплотнительного кольца 14 Н-образной формы, нижнего 15 и верхнего 16 клиновидных разжимных колец. Для компенсации избыточного сжатия колец в корпусе подвески НКТ 3 для каждого уплотнительного кольца в месте установки имеются кольцевые канавки 17 и 18, размеры которых являются расчетными. В нижней части корпуса подвески НКТ 3 устанавливается стопорное кольцо 19, удерживающее кольцо 20. Между адаптерным фланцем и трубной головкой имеется металлическое уплотнение 21.

Монтаж подвески НКТ осуществляют следующим образом. В центральное отверстие трубной головки 1 устанавливают корпус подвески НКТ 3 с закрепленными на ней с помощью стопорного кольца 19, удерживающего кольца 20, опорной втулки 4 и эластичного кольца 5. Корпус подвески НКТ 3 фиксируют в осевом направлении винтами (не показаны). Затем устанавливают опорное кольцо 6 и подбором опорных колец 7 (высота которых отличается друг от друга на 0,05 мм) обеспечивают выступание их над торцем верхнего фланца трубной головки 1 на 0,05. ..0,15 мм, т.е. на расчетный размер, обеспечивающий герметичность. Опорных колец в наборе 10 штук. Кольца пронумерованы, дана таблица сочетаний номеров колец, дающих определенный размер в сумме. Затем устанавливают клиновидное кольцо 10, уплотнительное кольцо 8, двустороннюю клиновидную разжимную втулку 9, уплотнительное кольцо 8 и клиновидное кольцо 11. После этого монтируют верхний пакет уплотнений — устанавливают опорное кольцо 12, подбирают опорное кольцо 13, обеспечивая расчетный размер от верхнего торца трубной головки до верхней поверхности опорного кольца 13; устанавливают клиновидное кольцо 15, уплотнительное кольцо 14, клиновидное кольцо 16, адаптерный фланец 2, закрепляя его с помощью шпилек (не показаны) с трубной головкой 1. При закреплении адаптерного фланца 2 на трубной головке 1 усилие сжатия манжет может быть различным из-за допусков деталей, входящих в пакет уплотнений. Для компенсации изменения линейных размеров уплотнительных колец Н-образной формы при их сжатии в месте их установки имеются полости в корпусе подвески НКТ 3 17, 18. Подвеска НКТ готова к эксплуатации.

При необходимости переустановки подвески НКТ разъединяют адаптерный фланец 2 с трубной головкой 1, поднимают подвеску НКТ и демонтируют уплотнение. Подвеску вновь можно установить с теми же уплотнениями. Такое техническое решение не допускает чрезмерного сжатия манжет, позволяет многократное использование подвески НКТ без замены уплотнений, обеспечивая надежность работы, снижая себестоимость ее эксплуатации, что особенно необходимо при пусконаладочных работах.

1. Подвеска насосно-компрессорных труб фонтанной арматуры для газодинамических исследований поисково-разведочных скважин, контактирующая с трубной головкой и адаптерным фланцем, состоящая из корпуса подвески, нижнего, среднего и верхнего пакетов уплотнений, отличающаяся тем, что нижний пакет уплотнений состоит из опорной втулки и эластичного кольца, средний пакет уплотнений состоит из опорных колец, уплотнительных колец H-образной формы, двусторонней клиновидной разжимной втулки, нижнего и верхнего клиновидных разжимных колец, верхний пакет уплотнений состоит из опорных колец, уплотнительного кольца H-образной формы, верхнего и нижнего разжимных клиновидных колец, при этом корпус подвески по наружной поверхности имеет кольцевые полости в месте установки уплотнительных колец H-образной формы.

2. Подвеска насосно-компрессорных труб фонтанной арматуры для газодинамических исследований поисково-разведочных скважин по п.1, отличающаяся тем, что средний и верхний пакеты уплотнений имеют не менее двух опорных колец.

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.

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).

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.

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.