Пример маркировки НКТ по ГОСТ 633-80 (Синарского трубного завода)
А. Маркировка труб клеймением
1178 - номер трубы
С - товарный знак завода
73 — условный диаметр трубы, мм
5,5 - толщина стенки трубы, мм
2 – месяц изготовления
88 - год изготовления
Е - группа прочности
Б. Маркировка труб краской
73 - условный диаметр, мм
НКМ - тип соединения
[Е] - группа прочности (квадратные скобки обозначают, что труба была подвергнута неразрушающему контролю)
А - вид исполнения (только на трубах исполнения А)
55 - толщина стенки, мм
С - товарный знак завода
967 — длина трубы, см
в. Маркировка муфт клеймением
С - товарный знак завода
Е - группа прочности
Таблица 16.1 - Механические свойства сталей для НКТ по ГОСТ 633-80
Показатель | Группа прочности стали | ||
Д | К | Е | |
Временное сопротивление sв МПа, не менее | 655 (638) | 687 | 689 |
Предел текучести sт, МПа, не менее | 379 (373) | 491 | 552 |
не более | 552 | — | 758 |
Относительное удлинение d5 , %, не менее | 14,3 | 12,0 | 13,0 |
Таблица 16.2 - Теоретическая масса 1 м колонны, кг/м
Условный диаметр труб, мм | Толщина стенки, мм | Тип трубы по ГОСТ 633-80 | |||||
гладкие | с высаженными наружу концами | НКМ | НКБ | ||||
48 | 4.0 | 4.45 | 4.54 | - | - | ||
60 | 5.0 | 7.01 | 7.12 | 7.07 | 7.07 | ||
73
| 5.5 | 9.47 | 9.64 | 9.48 | 9.44 | ||
7.0 | 11.7 | 11.87 | 11.71 | 11.73 | |||
89 | 6.5 | 13.68 | 13.93 | 13.75 | 13.63 | ||
8.0 | - | 16.69 | - | 16.46 | |||
102 | 6.5 | 15.80 | 16.05 | 15.88 | 15.74 | ||
114 | 7.0 | 19.13 | 19.49 | 19.42 | 19.09 |
Примечание: теоретическая масса 1 м колонны принята с учетом массы муфты и высадок
Основные технические характеристики НКТ (стандарт АНИ)
Импортные насосно-компрессорные трубы изготавливаются, как правило, в соответствии со стандартами американского нефтяного института (АНИ) и по технической документации фирм.
Трубы и муфты к ним изготавливаются из стандартизированных сталей марок Н – 40, J – 55, N – 80, L – 80, C – 90, С – 95, P – 110 (стандарт 5СТ АНИ).
Трубы по стандартам АНИ изготавливаются с муфтовыми резьбовыми соединениями, как гладкие, так и с высаженными наружу концами. Эти трубы имеют резьбу треугольного профиля и могут быть свинчены с трубами по ГОСТ 633-80 без применения переводников
Примечание:
н/а* - нет аналога;
** - трубы для сереводородосодержащих и кислых сред;
*** - для температуры ³ 650С;
**** - изготавливается в ограниченном объеме по спецзаказу.
Пример маркировки НКТ марки L-80VH1 с наружным диаметром 73,0 мм
и толщиной стенки 9,19 мм выпускаемых по стандартам АРI (производство Фирмы "Валлурек" Франция)
|
|
А. Маркировка труб клеймением
30 — номер трубы в поставляемой партии
980 — масса I фута трубы, фунтов
vau — товарный знак фирмы
LVHI — марка трубы (условная)
— монограмма API
S — обозначение способа изготовления трубы
Б. Маркировка труб краской
1000 — длина трубы, см
S — обозначение способа изготовления трубы
90 kg — масса трубы, кг
Tested — знак проведения гидроиспытаний трубы
vau — товарный знак фирмы
1000 Bars— давление гидроиспытания, бар
- монограмма API
VAM AF — тип резьбового соединения
2 7/8 - условный наружный диаметр, дюймов
919 mm - толщина стенки,мм (без запятой)
980 — масса 1 фута трубы, фунтов
- транспортная маркировка
L-80VH1-марка трубы
В. Маркировка муфт клеймением
vau — товарный знак фирмы
L-80VH1 — марка трубы
— монограмма API
Примечание. Муфта окрашена в красный цвет. На нее нанесены два цветных пояска — красный и фиолетовый.
|
|
Устьевое оборудование нефтяных скважин
Фонтанная арматура (ФА) - комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины и предназначена для:
1) герметизации и разобщения межтрубных пространств,
2) подвески одной или двух лифтовых (фонтанных) колонн
3) управления потоками продукции скважины:
· для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;
· для регулирования режима работы скважины;
4) осуществления глубинных исследований.
5) проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины;
ФА должна:
1) выдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины),
2) давать возможность производить замеры давления как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины,
3) позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины.
ФА включает:
1) колонную головку
2) трубную головку,
3) фонтанную ёлку
4) манифольд (рис.).
Колонная головка, расположенная в нижней части, предназначена для:
· подвески обсадных колонн,
· обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них;
· установки фонтанной арматуры.
При простейшей конструкции скважины (без промежуточных техн. колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе эксплуатационной колонны.
|
|
Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.
Требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие:
1) надежная герметизация межтрубных пространств;
2) возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах;
3) быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;
4) возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность;
5) быстрый и удобный монтаж;
6) минимально возможная высота.
Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования.
Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.
После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 3). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.
Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса.
Рисунок 3 - Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны
Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.
Tрубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентричном или параллельном спуске их в скважину.
Трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке - второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.
Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.
Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины.
Cостоит из:
1) запорных устройств (задвижки, шаровые или конические краны),
2) регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения)
3) фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки).
Рисунок 3 - Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника: 1 - манометры; 2- трехходовой кран; 3- буфер, 4. 9- задвижки; 5- крестовик елки; 6-переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8-крестовик трубной головки: 10- штуцеры; 11- фланец колонны; 12 - буфер
Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 5 (рис. 3) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 4) характерным узлом являются тройники 1, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод
Рисунок 4 - Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125): 1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 - патрубок для подвески первого ряда НКТ
При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.
Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности (на устье) устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру и производится обвязка устьевого оборудования.
Длительное и бесперебойное фонтанирование скважин в процессе освоения и эксплуатации обеспечивается правильно выбранным режимом её работы. Режим фонтанной эксплуатации изменяют созданием противодавления в фонтанной ёлке. Это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить.
После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.
Mанифольд связывает ФА c трубопроводами. Элементы ФА соединяются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутри полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений - жёсткие кольца, б.ч. стальные.
Привод запорных устройств:
1) ручной,
2) при высоком давлении пневматический или гидравлический c управлением:
· местным,
· дистанционным
· автоматическим.
При отклонении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Давление во всех полостях контролируется манометрами. Запорные и регулирующие устройства могут дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под давлением фонтанной ёлки. Для спуска в работающую скважину приборов и др. оборудования на ФА устанавливают лубрикатор - трубу c сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование.
Фонтанные арматуры различаются по:
1. Конструктивным и прочностным признакам:
2. Рабочему давлению - от 7 до 105 МПа;
3. Размерам проходного сечения ствола - от 50 до 100 мм;
4. Конструкции фонтанной ёлки:
· крестовые;
· тройниковые;
5. Числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные;
6. Типу запорных устройств:
· с задвижками;
· с кранами.
ФА скважин морских месторождений c подводным устьем имеют спец. конструкции для дистанционной сборки и управления.
Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:
АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.
АФК-50-210 - арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа.
Дата добавления: 2018-06-01; просмотров: 3446; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!