Устьевое оборудование ГОСТ

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 ГОСТУстьевое оборудование ГОСТ_2Наименование 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

Qmax (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.

Возврат к списку