Фонтанная арматура давление

Фонтанная арматура давление

В своей категории нефтепромыслового устьевого оборудования фонтанная арматура давление всегда испытывает максимальное. Подъем продукции из скважины в данном случае осуществляется без применения насосного оборудования. Исключительно за счет пластового давления.

Это самый экономичный способ освоения газовых, нефтяных, конденсатных месторождений. Однако оборудование при этом испытывает серьезные нагрузки. Снижается его эксплуатационный ресурс, срок межремонтного периода. 

Поэтому все элементы сборочной единицы – фонтанной устьевой арматуры изготавливаются из конструкционных материалов, рассчитанных на рабочее давление 14 – 140 МПа. Во время гидравлических испытаний елку и трубную обвязку опрессовывают давлением, в 1,5 – 2 раза превышающим номинальное.

Рабочее давление

Изначально содержащая нефть залежь содержит в своде газовую шапку, и подпирается пластовыми водами по своим крыльям. Полезное ископаемое извлекается наружу по нефтяным/газовым скважинам. Через систему нагнетательных скважин в шапку закачивается газ, а в крылья пласта жидкость высокой плотности.

Фонтанная арматура является передаточным звеном между лифтовым подъемником (колонна НКТ) и манифольдом (поверхностный трубопровод с запорной арматурой). В общем объеме добычи количество фонтанирующих скважин составляет, чуть более, 5%. При этом на АГЗУ с них поступает больше трети всего объема добываемой продукции.

При минимальных удельных затратах добывается максимальное количество газа, конденсата, нефти. Вначале продукт поднимался непосредственно по лифту эксплуатационной колонны. Позже были выявлены недостатки подобной технологии:

• неоправданно высокий расход газа из пластовой шапки;
• интенсивный износ стенок обсадной колонны, замена которых требует остановки скважины;
• невозможность регулирования характеристик потока.

После чего, функцию лифтового подъемника стали выполнять насосно-компрессорные трубы, скрученные между собой на резьбе в колонну. Уменьшился диаметр стволового трубопровода, и расход пластового газа, соответственно. 

Повысилась ремонтопригодность лифта, поскольку заменить НКТ значительно легче при износе их стенок. Для регулировки потока добываемого продукта, и переключения режимов добычи, соответственно, стала использоваться фонтанная арматура, выдерживающая давление 14 – 140 МПа.

 В пункте 1.4 стандарта ГОСТ 13846 приведена зависимость рабочих давлений от номинального диаметра ствола и боковых патрубков елки, трубной головки:

• 21 МПа – условный проход ствола 150 мм, боковых отводов елки 100 мм, трубной головки 50 – 65 мм;
• 14 – 140 МПа – DN ствола 80 мм или 100 мм, боковых патрубков елки и трубной крестовины 50 – 100 мм и 50 – 65 мм, соответственно;
• 14 – 105 МПа – ствол и боковые патрубки елки, трубной головки  50 – 65 мм.

У нагнетательной арматуры номинальный диаметр ствола елки ограничен 50 – 80 мм, боковых патрубков елки и трубной головки 50 – 80 мм и 50 – 65 мм, соответственно. Рабочее давление имеет значение 14 – 35 МПа для ствола 50 – 65 мм и 21 – 35 МПа для ствола 80 мм. Зависимость осевой нагрузки, вызванной весом НКТ колонны, от рабочего давления выглядит следующим образом:

DN колонны НКТ	Давление рабочее
	14 МПа	21 МПа	35 МПа	70 МПа	105 МПа
73 мм	20 т	30 т	45 т	80 т	100 т
89 мм	30 т	45 т	65 т	100 т	130 т
114 мм	35 т	50 т	75 т	120 т	150 т

Давление пробное

Величина пробного давления для фонтанной арматуры указана в пункте 2.3 стандарта ГОСТ 13846. Для рабочего давления 14 – 35 МПа она составляет 2PN, то есть 28 – 70 МПа. А для рабочего давления фонтанной арматуры 70 – 140 МПа величин давления опрессовки равна 1,5PN.

Методы испытаний и порядок исследования фонтанной устьевой арматуры указаны в стандарте ГОСТ 30768:

• циклические испытания – элементы затворных узлов задвижек или кранов должны сохранять плавность перемещения при постоянном изменении давления от минимального до рабочего без повышения усилия затяжки на штурвале;
• метод избыточного давления (опрессовка) – испытываются на стендах отдельные детали и изделия под давлением 1,5 – 2PN, которое удерживается в течение трех минут, затем сбрасывается до нуля, далее нагнетается повторно на 3 минуты.

Фонтанная арматура в сборе может опрессовываться только под рабочим давлением. Газовая среда вместо нейтральной жидкости с ингибитором в гидравлических испытаниях применяется только в случае низкой степени достоверности результатов стандартных исследований.

Выбор фонтанной арматуры по давлению

При проектировании устьевого оборудования, прежде всего, выбирается для него фонтанная арматура на рабочее давление по следующим критериям:

• 14 МПа – самая простая и дешевая схема фонтанной елки №1 с одним тройником и струной, соответственно, без запасной выкидной линии при условии отсутствия в нефти абразивных частиц, сероводорода, углекислоты, и низком дебите;
• от 35 МПа без песка в нефти – обычно используются крестовые схемы №5 или 6 с двумя струнами;
• от 35 МПа с сероводородом, абразивом и углекислотой – тройниковые схемы фонтанной елки №3 или 4 с основной выкидной линией на верхнем тройнике, аварийной струной на нижнем тройнике;
• до 70 МПа – с регулируемым дросселем игольчатого типа;
• до 14 МПа – с пробковыми кранами для удешевления конструкции елки;
• 14 – 21 МПа – с шаровыми кранами для снижения размеров и бюджета обвязки устья скважины;
• 21 МПа – с штуцерными дисковыми задвижками повышенной герметичности;
• от 35 МПа – только с задвижками шиберного типа прямоточной полнопроходной конструкции;
• 7 – 14 МПа – фонтанная елка по схеме 1, 3 либо 5;
• 21 – 35 МПа – схемы №1 – 6 при номинальном диаметре ствола 65 мм, схемы елки 1, 5, 6 при DN 80 мм, схема 6 при диаметре ствола 100 – 150 мм

При рабочем давлении менее 70 МПа для обвязки НКТ колонны фонтанной арматуры диаметром 114 – 245 мм используется уплотнение вторичного типа с нажимным кольцом и лепестковой манжетой. Для давления меньше 35 МПа колонны НКТ 114 – 178 мм уплотняются П-образной манжетой. Две таких манжеты устанавливаются в контур вторичного уплотнения для труб НКТ 114 – 245 мм при рабочем давлении 105 МПа.