Наземное и подземное устьевое оборудование ГОСТ Р 51365 и ГОСТ 30768

Устьевое оборудование ГОСТ

Изначально должно соответствовать устьевое оборудование ГОСТ Р 51365 от 2009 года. Это улучшенная версия международной нормативной документации ИСО 10423, распространяющейся на буровое, нефтепромысловое и фонтанное оборудование. Стандарт является национальным, действует только на территории РФ.

Дополнительно существует межгосударственный стандарт ГОСТ 30768 от 2001 года. Эта документация разработана с учетом американского API Spec 6A. На территории России стандарт действует с начала 2003 года, распространяется только на оборудование нефтепромысловое устьевое только для добычи нефти.

Подробная терминология для всей нефтепромысловой и машиностроительной отрасли, выпускающей подобное оборудование, приводится в третьем стандарте ГОСТ 28996 от 1991 года. Она обязательна для литературы и документации всех подразделений этих отраслей народного хозяйства РФ.

Требования ГОСТ Р 51365

Разработкой ГОСТ на устьевое оборудование занимались совместно Фонд развития «Стандарт ТЭК» и ЗАО «Нефтемаш» с целью создания единых требований по техническим характеристикам, взаимозаменяемости функциональной, размерной, изготовлению, проектированию, модернизации, ремонту, хранению, погрузке, маркировке, сварке, испытаниям и материалам.

Нормативные требования предъявляются к следующим видам специального оборудования:

устьевому – корпус и катушка головки НКТ и обсадной колонны;
фитингам и соединителям – катушки промежуточные, переходные, пробоотборники, крестовины, тройники, соединители верхние, переходные, переводники головки трубной;
подвески – клиновые, резьбовые, обсадной и насосно-компрессорной колонны;
арматура – запорная (клапан обратный, контрольный, предохранительный, кран одно и многоходовой, задвижки) и регулирующая (штуцер, дроссель);
соединители – под сварку, концевые, резьбовые, фланцевые, заглушки пробки;
прочее оборудование – вкладыши, испытательные, спусковые инструменты, кольца уплотнения, герметизаторы, силовые приводы запорной арматуры.

Устьевое оборудование ГОСТ Устьевое оборудование ГОСТ_2 Наименование деталей сборочных и единиц фонтанного УО

В документации имеются ссылки на стандарты ГОСТ 28996 (терминология нефтепромыслового устьевого оборудования) и ГОСТ 13846 (схемы елок и трубных обвязок типовые). Причем, кроме терминологии из раннего стандарта, добавлена новая.

В нижней таблице приведены характеристики устьевого оборудования:

Параметр	Значение
PN (МПа)	14, 21, 35, 70, 105, 140
DN (мм)	PN							Боковые отводы трубной головки									Боковые отводы елки									Ствол елки
	14 – 105							50
								50, 65									50, 65									65
	14 – 140																50 – 80									80
																	65 – 100									100
	21																100									150
DN фланцев (мм)	PN (МПа)							DN ствола									DN нижнего фланца т/г									DN верхнего фланца т/г
	14							50 – 80									180, 280									180
	21, 35																280
	70, 105							50, 65
	70, 105							80
	14 – 140							100																		230
	21							150									350									280
Q_max (т)	DN колонны НКТ
	114											89											73
	PN (МПа)
	105		70		35		21			14		10		70		35			21		14		10		70			35		21	14
	150	120		75		50			35		130		100		65			45		30		100		80			45		30		20
Среда внутри скважины	Обычная с углекислотой Кислая с углекислотой и сероводородом
Т (°С)	-60 … +120
Соединение	Фланцевое согласно ГОСТ 28919
Уровень требований к характеристикам	УТТ 1, УТТ2

Следующая таблица содержит размерный ряд головок колонных с одним фланцем:

PN (МПа)	DN верхнего фланца	DN обсадной колонны ГОСТ 632 в трубодержателе	DN ствола головки	Обсадная колонна ГОСТ 632 в колонной головке
				S	DN
14	180	114, 127	164	5,9	178
21			162	6,9
35		114	159	8,1
14	230	114 – 140	176	7,6	194
21			175	8,3
35		114, 127	173	9,5
14		114 – 146	204	6,7	219
21			199	8,9
35			197	10,2
14	280		204	6,7
21			199	8,9
35			197	10,2
14		114 – 178	224	8,9	245
21
35			217	12
14		114 – 194	252	8,9	273
21
35			247	11,4
14	350	140 – 219	276	9,5	299
21
35			271	12,4
14		140 – 245	302	9,5	324
21			299	11
35			296	12,4
14			317	9,7	340
21			315	10,9
35			310	13,1
14		140 – 273	327	10	351
21			325	11
35		140 – 245	321	13
14	425	194 – 299	353	10	377
21		194 – 273	349	12
35			347	13
14		194 – 324	383	9,5	406
21		194 – 229	377	12,6
35
14		194 – 340	406	10	426
21			398	12
35		219 – 299
35	480	219 – 340	377	12,6	406
		219 – 377	398	12	426
		273 – 377	447	11,1	473
14	540
21
35
14			482		508
21
35
14		273 – 426	502	12	530
35
14	680	340 – 246	531		560
21
14		340 – 530	601		630
21
14		340 – 560	631		660
21
14	760	406 – 630	691		720

Для этих же трубопроводных изделий с двумя фланцами используется другая таблица:

DN обсадной колонны в трубодержтеле	DN стволового прохода головки	Обсадная труба ГОСТ 632 с нижними уплотнениями		Фланец колонной головки
				нижний		верхний
		S	DN	PN	DN	PN	DN
114, 127	164	5,9	178	14	280	14	280
114 – 140	176	7,6	194
114 – 146	204	6,7	219		350
114 – 178	224	8,9	245
114 – 194	252		273
			299 – 351		425
114, 127	162	6,9	178	21	280	21
114 – 140	176	7,6	194
114 – 146	204	6,7	219	14	350
114 – 178	224	8,9	245
114 – 194	252		273
114 – 146	199		219	21
114 – 178	224		245
114 – 194	252		273
			299 – 351	14	425
			299 – 340	21
114, 127	162	6,9	178		280	35
114 – 140	175	8,3	194
114, 127	160	8,1	178	35
	173	9,5	194
114 – 146	199	8,9	219	21
114 – 178	224		245
114 – 194	252		273
114 – 146	197	10,2	219	35
114 – 178	217	12	245
114 – 194	247		299 – 340	21	425
			273, 299	35
127 – 146	204	6,7	219	14	350	14	350
127 – 178	224	8,9	245
127 – 194	252		273
127 – 146	199		219	21		21
127 – 178	224		245
127 – 194	252		273
140 – 219	276	9,5	299	14	425
140 – 245	302		342
140 – 245	317	9,7	340
	312		351
140 – 219	276	9,5	299	21
140 – 245	299	11	324
	315	10,9	340
	312		377 – 426	14	540
			351 – 426	21
127 – 146	197	10,2	219	35	350	35
127 – 178	219	12	245
140 – 219	276	9,5	299	21	425
140 – 245	299	11	324
			340
140 – 194	247	11,4	273	35
140 – 219	271	12,4	299
140 – 245	296		342		480
	310	13,1	340
			351, 377
			351 – 426	21	540
			377
194 – 299	353	10		14		21	425
	383	9,5	406
	402	12	426
			473 – 560		680
194 – 273	325	11	351	21	540	35
194 – 299	349	12	377
	377	12,6	406
219 – 340	402	12	426		680
324 – 340			473 – 560		540		480
219 – 273	325	11	351
	349	12	377
219 – 299	377	12,6	406
219 – 340	398	12	426
219 – 377			473 – 560
273 – 377	447	11,1	473	14	680	21	540
	482		508
			530 – 560
			600 – 630		760
	447		473	21	680	35
	482		508
273 – 426			530 – 560
340 – 508	571	12	600	14	760	21	680
340 – 530	601		630

Типовыми схемами для колонных головок с разным количеством фланцев являются:

Типовые схемамы для колонных головок

Климатическое исполнение устьевого нефтепромыслового оборудования должно соответствовать УХЛ и ХЛ с температурой до -45°С по документации ГОСТ 15150.

При гидравлическом испытании фонтанной арматуры давление опрессовки должно в 1,5 раза превышать рабочее при PN = 70 – 140 МПа или в 2 раза при PN = 14 – 35 МПа. Для нормального прохождения приспособлений, приборов, оборудования внутри стволового прохода должна обеспечиваться соответствующая соосность при его сборке из отдельных элементов.

Детали арматуры могут компоноваться в единые блоки при условии сохранении типовой схемы. Для колонных головой допускается производство моноблочных конструкций. На елки разрешено монтировать дроссели, на трубную обвязку обратные клапаны и запорные устройства.

Трубная головка конструируется с учетом обеспечения возможности подвески и извлечения НКТ колонны, установки елки под давлением, управления продукцией, контроля давления потока. По предварительной договоренности с заказчиком производитель фонтанной арматуры может комплектовать ее манометрами для измерения давления в боковых патрубках елки, приспособлениями для закачки в затрубное пространство и колонну НКТ ингибиторов различного назначения, для установки елки под давлением.

При использовании автоматических и дистанционных приводов должна обеспечиваться возможность перевода на ручное управление запорной арматурой. Корпус колонной головки в обязательном порядке рассчитывается на сжатие. Резьбы обсадных труб должны соответствовать требованиям ГОСТ 632.

Для запорной арматуры выдвигаются следующие требования:

при использовании задвижек а выкидных линиях и стволе елки их конструкция должна быть шиберной полнопроходной;
при эксплуатации кранов рабочее давление скважины должно быть в пределах 14 МПа, а их конструкция может быть пробковой или шаровой;
вентиль запорный оснащается разделителем сред, позволяющим менять манометр под давлением;
ресурс задвижек от 500 циклов;
присоединительные размеры фланцев запорной арматуры по регламенту ГОСТ 28919;
конструкция шиберных задвижек, удовлетворяющая условиям замены уплотнительных элементов под давлением;
стандартная схема ращения штурвалов – открытие против часовой стрелки, закрытие в противоположном направлении;
указатель вращения на рукоятках, маховиках кранов;
наличие указателя положения затвора и защиты шпинделя от механических повреждений;
конструкция обратного клапана захлопка с диаметром проходного отверстия меньше, чем в выкидной линии;
ресурс дросселя от 3000 часов;
при объеме суточной добычи от 500 000 кубов газа или 400 т нефти необходима установка в скважину станции управления, циркуляционного клапана, отсекателя, пакера.

Химический состав углеродистых и низколегированных сталей для фланцев, крышек, корпусных деталей должен соответствовать значениям:

0,3% ванадия;
0,45% углерода;
1% никеля и кремния;
1,5%молибдена;
1,8%марганца;
2,75% хрома.

Для нержавеющих сталей принято другое процентное содержание этих химических элементов:

0,15% углерода;
• 1%молибдена и марганца;
• 1,5% кремния;
• 4,5% никеля;
• 11 – 14% хрома.

Фланцы с приварной шейкой изготавливаются из стали 45К с 1,05%марганца, 1,35% кремния и 0,35% содержанием углерода.

При назначении технического уровня изделия учитываются следующие факторы:

Факторы	Уровни требований технических
PN 70 – 140 МПа	УТТ3 УТТ2 УТТ1		УТТ4 УТТ3 УТТ2		УТТ4	УТТ4
PN 35 – 70 МПа					УТТ3	УТТ4
PN 14 – 35 МПа					УТТ1	УТТ3
Близость жилой зоны	–	–	–	+	+	+
H₂S больше нормы		–	+	–	–
CO₂ больше нормы		+	+	+	–

Этот регламент относится к основным узлам устьевой арматуры, к которым относятся: задвижка стволовая основная, переводники и подвески НКТ, трубная головка. Для остальных элементов устьевого оборудования эти требования обычно снижаются.

Регламент ГОСТ 30768

Прежде всего, в документации ГОСТ 30768 указана комплектация устьевого оборудования:

фонтанная арматура – катушки-проставки, катушки переходного типа, пробоотборники, крестовины/тройники, колпак-соединитель, катушка трубной головки;
оборудование устья – моноблочная колонная головка, катушка-переходник, катушка и корпус колонной головки;
подвески – резьбового, клинового, муфтового типа;
запорно-регулирующая арматура – отсекающий клапан, дроссель регулируемого или ступенчатого типа, обратный клапан схлопывающейся конструкции, приводные и полнопроходные задвижки;
фланцевые соединения – приварные, резьбовые, глухие, проходные фланцы и крепеж;
прочее оборудование – гайки/шпильки, прокладки кольцевого типа, приводы электрические, гидравлические.

Оборудование обязано соответствовать ГОСТ 16350 (категории изделий) и ГОСТ 15150 (климатическое исполнение).

В остальном требования этого стандарта схожие с регламентом предыдущей технической документации.

Конструкция устьевого оборудования

После передачи УБР скважины на баланс НГДУ устьевое оборудование необходимо для ее планомерного освоения. Продукция добывается из пласта фонтанным, газлифтным способом или при помощь штанговых, электроцентробежных погружных насосов. Поэтому комплектация устьевого оборудования для конкретного случая может отличаться. Но, для обоих вариантов принята условная классификация его по расположению относительно поверхности земли:

подземное – находится на забое и в стволе скважины;
наземное – монтируется на поверхности грунта над скважиной.

К подземной части относится противовыбросовое оборудование и скважинные трубопроводы. Для предотвращения самопроизвольного выброса нефти используются пакеры, превенторы. Скважинным трубопроводом является одна или две колонны насосно-компрессорных труб.

Наземное оборудование включает в себя колонную головку, трубную обвязку, фонтанную елку, запорно-регулирующую арматуру и манифольд. Колонная головка необходима для подвешивания обсадных колонн. Манифольдом называется трубопровод, доставляющий нефтепродукты на АГЗУ.

Трубная обвязка состоит из головки, на которой висят колонны НКТ, запорной арматуры и приборов, измеряющих давление в затрубном пространстве. Фонтанная елка собирается из крестовины или одного – двух тройников, задвижек, измерительных приборов и дросселей. К ней подключается манифольд, с помощью установленной здесь же арматуры регулируются режимы добычи полезного ископаемого.

Для изготовления каждого из указанных сборочных узлов и деталей устьевого оборудования имеются собственные стандарты ГОСТ и ТУ. В рассматриваемых стандартах ГОСТ Р 51365 и 30768 приводятся общие требования к сборкам.