Нефтегазопромыловое оборудование

ВВЕДЕНИЕ   4

1 Общая характеристика класса фонтанной арматуры  6

1.1 Назначение класса оборудования   6

1.2 Классификация оборудования   7

2. Обоснование выбора типа оборудования   14

2.1 Общие сведения о типе оборудовании   14

2.2 Требуемые основные параметры оборудования   15

2.3 Выбор оборудования   19

2.4 Выбор модели оборудования   20

3. Расчеты, характерные для рассматриваемого оборудования   22

4. Описание модели оборудования   26

5. Монтаж и эксплуатация модели оборудования   30

5.1 Монтаж оборудования   30

5.2 Эксплуатация оборудования   30

ЗАКЛЮЧЕНИЕ   34

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ   35

Приложение А. Чертеж оборудования. 37

ВВЕДЕНИЕ

Существует несколько  способов эксплуатации скважин: фонтанная, газлифтная и эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами.В нашей стране 70% скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20%  безштанговыми, 10 % фонтанным способом. На эффективность применения того или иного способа эксплуатации и соответствующего оборудования влияет большое число факторов: глубина скважины, дебит её, диаметр колонн, геометрические особенности ствола, климатические условия, навыки персонала, общий технический уровень и организация производства.Наиболее удобным и  выгодным способом эксплуатации скважин  является фонтанная эксплуатация. При  этом способе эксплуатации подъем газожидкостной смеси от забоя на поверхность  происходит под действием природной  энергии. При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. На устье монтируют фонтанную арматуру (соединение различных тройников, крестовин и запорных устройств), предназначенную для подвешивания колонны.Арматура фонтанная предназначена для герметизации устья насосных и фонтанных скважин, перекрытия и направления добываемой продукции в манифольд, а также проведения необходимых технологических операций. Арматура разделена для эксплуатации в холодном и умеренном макроклиматических районах. Арматура состоит из трубной головки состоящей из крестовины, кранов и манометра, затем переводная катушка (патрубок с внутренней резьбой) и фонтанной елки которая состоит из крестовины, кранов и манометра. Вид фонтанной арматуры определяют конкретные особенности эксплуатации а также характер требований, предъявляемых к ней. Так, запорные устройства фонтанной арматуры подавляющую часть времени своего функционирования находится в открытом положении, при этом через нее идет поток жидкости либо газа. Такая арматура закрывается например, для проведения ремонтных работ, врезки отвода и при аварии (разрыве трубы). При этом, естественно, арматура должна обеспечивать полную герметичность. Чтобы потери при аварии были минимальны, арматуру необходимо закрыть сразу же. Привод арматуры должен быть взрывобезопасным. Поскольку такая арматура почти постоянно открыта, она должна иметь минимальное гидравлическое сопротивление, чтобы не снижать существенно пропускную способность линии. Такая арматура должна иметь высокую надежность, определяемую не большим числом циклов срабатывания (что в данном случае и не надо), а легкостью закрытия после длительной эксплуатации в открытом положении, либо наоборот. Для герметичного закрывания арматуры необходимо, чтобы уплотнение было высокостойким к длительному эрозионному воздействию потока добываемой жидкости, который может содержать абразивные частицы. Арматура должна быть долговечной (примерно 10-20 лет), так как операция по ее замене обходится значительно дороже самой арматуры из-за необходимости остановки работы скважины в целом, сложности доставки арматуры на место и т. п.Целью данного курсового проекта является изучение теоретического материала по прев арматуре фонтанной, а также выбор и определение его параметров.1 Общая характеристика класса фонтанной арматуры1.1 Назначение класса оборудованияФонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном микроклиматических районах для сред, содержащих СО2, H2S и СО2 и пластовую воду. Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным и пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели). В мире существуют 2 основых типа фонтанной арматуры: тройникового и крестового типа. Арматура тройникового типа, ее отличие от арматуры крестового типа в том, что на фонтанной елке отсутствуют крестовины, вместо них используются тройники. А также крестовая арматура по высоте меньше тройниковой; это облегчает ее обслуживание.Крестовина или тройник позволяют отводить добываемую смесь к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных пространств. На этих же деталях можно подвесить колонну НКТ. Катушка или переводник служат для подвески НКТ или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой. Детали и узлы арматуры соединяются между собой резьбой, фланцами с уплотнениями или хомутами. По этому признаку арматура делится на резьбовую, фланцевую и хомутовую.Фонтанная арматура имеет основные случаи использования:- герметизация скважины;- формирование отвода продукции;- регулировка скважинного дебита;- доступ непосредственно к забою скважины;- манипуляции в затрубном пространстве (проведение операций по забору проб не останавливая производство, изменение давления и температуры в скважинном забое).Фонтанная арматура используется при избыточном давлении под воздействием больших нагрузок. Применяют конструкцию в том случае, когда есть вероятность воздействия агрессивной среды в скважинах. Часто ее используют при больших абразивных нагрузках, когда в воде насчитывают большое количество объединений различных пород.Использовать систему нужно с учетом того, что этот тип оборудования должен иметь высокую прочность и долговечность, без чего производство будет неэффективным. Основной выбор применения данного оборудования это — добыча газа и прокладка нефтяных трубопроводов.1.2 Классификация оборудованияФонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном микроклиматических районах для сред, содержащих СО2, H2S и СО2 и пластовую воду. Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным и пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели). В мире существуют 2 основых типа фонтанной арматуры: тройникового и крестового типа. Арматура тройникового типа, ее отличие от арматуры крестового типа в том, что на фонтанной елке отсутствуют крестовины, вместо них используются тройники. А также крестовая арматура по высоте меньше тройниковой; это облегчает ее обслуживание.Рисунок 1 - Фонтанная арматура крестового и тройникового типаКрестовина или тройник позволяют отводить добываемую смесь к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных пространств. На этих же деталях можно подвесить колонну НКТ. Катушка или переводник служат для подвески НКТ или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой. Детали и узлы арматуры соединяются между собой резьбой, фланцами с уплотнениями или хомутами. По этому признаку арматура делится на резьбовую, фланцевую и хомутовую.Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси. Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин в продукции которых нет механических примесий. Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а следовательно, останавливать скважину, что в свою очередь приводит к финансовым потерям. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод. При исследовании скважин, часто, необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство. Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для регулирования параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы - дроссели (штуцеры). Штуцеры применяют в основном нерегулируемого типа. В некоторых случая, при малом содержании образива, ставят регулируемые штуцеры. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначена для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечить проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а так же позволяет контролировать давления в них и выполнять необходимые исследования скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной - внутренний ряд труб - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки. В фонтанной арматуре уплотнение между фланцами осуществляется овальным кольцом из мягкой стали. Для регулирования фонтанной струи и направления ее в выкидные линии служат задвижки или краны, установленные на боковых отводах крестовин или тройников. Елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию регулирования, режима эксплуатации, для установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а также для проведения некоторых технологических операций. Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки. В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки.Для регулирования режима эксплуатации на боковых струнах елки установлены регулируемые или нерегулируемые дроссели со сменной втулкой из износостойкого материала. Наблюдение за работой фонтанных скважин ведется по показаниям двух манометров, установленных на каждой скважине. Верхний манометр предназначен для замера давления на устье скважины, которое называется буферным. По нижнему манометру, устанавливаемому на крестовине трубной головки, определяется затрубное давление.Рисунок 2 – Основные детали фонтанной арматурыОсновными деталями и узлами фонтанной арматуры являются крестовина 1, имеющая два боковых отвода, тройник 2, имеющий один боковой отвод, катушка или переводник 3, запорное устройство 4, фланец под манометр или буфер 5, кран 6, манометр 7, дроссель 8, ответный фланец 9.Фонтанные арматуры классифицируются по конструктивным и прочностным признакам:1. По рабочему давлению.Тройниковая и крестовая фонтанные арматуры выпускаются на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70, 100 МПа. В зависимости от ожидаемого давления при эксплуатации на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру, рассчитанную на данное рабочее давление.2. По схеме исполнения.Рисунок 3 - Типовые схемы фонтанных арматур3. По числу спускаемых в скважину рядов труб.Диаметр и длину колонны подъемных труб устанавливают для каждого пласта опытным путем, исходя из ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Условные диаметры подъемных труб от 33 до 114 мм.Различают однорядные и двухрядные подъемники. Применение двух рядов труб в фонтанных скважинах позволяет более рационально использовать энергию расширяющегося газа и предотвращать образование песчаных пробок на забое.Обычно в фонтанные скважины спускают одноразмерную колонну, чаще из труб диаметром 73 мм или же ступенчатую колонну из комбинации труб диаметром (в мм): 114 и 89; 114 и 73; 114,89 и 73; 102,89 и 73; 89 и 73 и др.4. По конструкции запорных устройств.К запорным устройствам относятся пробковые краны или прямоточные, клиновые задвижки. Минус клиновых задвижек в их недостаточной герметичности.Особенности прямоточной задвижки в том, что при движении потока через нее нефть и газ не соприкасаются с уплотняющими поверхностями, благодаря чему достигается крайне незначительный их износ.По сравнению с клиновой задвижкой проходной пробковый кран обладает большей коррозионной стойкостью, имеет меньший габаритный размер и меньшую массу.5. По размеру проходного сечения ствола арматуры и боковых отводов. 2. Обоснование выбора типа оборудования2.1 Общие сведения о типе оборудованииОборудование устанавливают, исходя из требований, предписаний стандартов ГОСТ.Предполагает ряд основных схем монтажа:- Манометрический.- С использованием буферного фланца под манометр.- В режиме запорного устройства.- Тройниковый.- Крестовина елки- Дроссельный.- Вентильный и другие.Схема подбирается в зависимости от условий, при которых возникает необходимость применения оборудования. Эти условия определяют параметры, по которым можно проводить классификацию арматуры.Основные из них:Рабочее давление. Оно может изменяться в промежутке между 7 и 105 МПа.Оборудование может применяться для скважин, которые отличаются большой глубиной либо особо высоким пластовым давлением.Способ построения схемы исполнения.Рядность и количество труб, которые идут в скважину. Используется однорядный или двухрядный варианты.Конструктивные особенности запорных узлов: краны или задвижки.Размер проходного сечения по стволу скважины, боковым отводам от 50 до 150 мм. Конструкции с большим диаметром ствола работают в нефтяных и газовых скважинах, отличающихся высокими показателями дебита.В соответствии со стандартами фонтанная арматура с конструктивной точки зрения бывает нескольких видов:- Тройниковая либо крестовая. Этот параметр связан с конфигурацией фонтанной елки. Выкидные линии служат для проведения рабочей среды от боковых отводов к установкам, осуществляющим замеры.- Двух- или однорядная. Определяется количеством насосов, которые опускаются в скважину.- Запорные устройства: задвижки или краны. Трубы нефтяных скважин перекрываются задвижками, газовых –кранами.Построение конкретной конструкции арматуры происходит в соответствии с ТУ — Техническими условиями и чертежами. Конструкторскую документацию создают по нормам и правилам ЕСКД – Единой системы конструкторской документации. Соблюдают стандарты, нормы как российские, так и международные.2.2 Требуемые основные параметры оборудованияДиаметры проходных сечений от 50-150 мм. Диаметры боковых отводов от 50-100 мм.Таблица 1 – Параметры рабочего давленияУсловный проход, ммРабочее давление, МПастволаелкибоковых отводов елкибоковых отводов трубной головки50505014, 21, 35, 70, 105, 1406550, 6550, 658050, 65, 8014, 21, 35, 70, 10510065, 80, 1006521,35,7015010021Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13346-84 приведены в таблице 2.Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 14 МПа, (таблица 2) изготовляют по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846-84. В качестве запорного устройства арматуры применяется проходной пробковый кран типа КППС, герметизируемый уплотнительной смазкой ЛЗ-162, а регулирующего устройства - быстросменный дроссель.Таблица 2 - Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13346-84Фонтанная арматурас переходными кранамиГабаритныеразмеры, ммМасса арматурыв собранном виде, кгдлина LВысота НАФК1-65х1417101750АФК1-65х1413001755АФК1Э-65х1413501765АФК1Э-65х149451810АФК3-65х1417102445АФК3-65х1413002465АФК5-65х1417201770АФК5-65х1413001755Примечание: Ширина В для всей арматуры составляет 430 мм.Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 21 и 35 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками типа ЗМС1 и принудительной подачей смазки, с условным проходом 65 мм - по схемам 1 - 6, с условным проходом 80 мм - по схемам 1, 5 и 6, с условным проходом 100 и 150 мм - по схеме 6 ГОСТ 13846-84 (таблица 3). Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.Таблица 3 – Параметры фонтанную арматурыФонтанная арматурас прямоточными задвижкамиГабаритные размеры, ммМасса арматурыв собранномвиде, кгдлинаширинавысотаЛФК1-65х211360790АФК2-65х211360790АФКЗ-65х211360790АФКЗа-65х211360790АФК1-65х3513507G0АФКЗ-65х351350760АФК3а-65х351350760АФК6-80/65х35хЛ2510885АФ6В-80/65х35К223151180АФК6-100х21хЛ35701120АФК6В-100х21К2И35701120АФК6-100х35хЛ35401130АФК6-100х35К135401130АФК6В-100х35К235401400АФК6В-100х35К2И35401400АФК6-150/100х2IX Л36501485Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 70 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки по схеме 6 ГОСТ 13846-84. Запорное устройство - прямоточная задвижка типа ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером с уплотнением "металл по металлу", с автоматической подачей смазки в затвор, и типа ЗМС, ЗМСП с однопластинчатым шибером, с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные (типа ЗМАДП) имеют дублирующее ручное управление. Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.Основные требования к запорным устройствам следующие. Поскольку такая арматура почти постоянно открыта, она должна иметь минимальное гидравлическое сопротивление, чтобы не снижать существенно пропускную способность линии. Такая арматура должна иметь высокую надежность, определяемую не большим числом циклов срабатывания (что в данном случае и не надо), а легкостью закрытия после длительной эксплуатации в открытом положении, либо наоборот. Для герметичного закрывания арматуры необходимо, чтобы уплотнение было высокостойким к длительному эрозионному воздействию потока добываемой жидкости, который может содержать абразивные частицы. Арматура должна быть долговечной (примерно 10-20 лет), так как операция по ее замене обходится значительно дороже самой арматуры из-за необходимости остановки работы скважины в целом, сложности доставки арматуры на место и т. п. Высокая надежность запорных устройств фонтанной арматуры при минимальном обслуживании - довольно жесткое условие при конструировании.2.3 Выбор оборудованияАрматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме, числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры следующим образом: АФХ1Х2Х3-Х4хХ5Х6Х7, где АФ — арматура фонтанная; Х1— конструктивное исполнение: подвеска НКТ на муфте не обозначается; подвеска НКТ на резьбе переводника — К; для скважин, оборудованных ЭЦН — Э; Х2 — номер схемы монтажа тройникового и крестового типов (8 схем); при двухрядной колонне НКТ добавляется буква «а»; Х3 — способ управления запорными устройствами: ручной — не обозначается; автоматический — А, дистанционный и автоматический — В; Х4 — условный проход ствола (50, 65, 80,100 и 150 мм); при несовпадении размеров через дробь указывается условный проход бокового отвода (50, 65, 80 и 100 мм); Х5 — рабочее давление, МПа; Х6 — климатическое исполнение: для умеренной климатической зоны — не обозначается; для холодной климатической зоны — Хл; Х7 — исполнение по коррозионной стойкости: для обычных сред без обозначения; для сред содержащих С02 до 6% — К1; для сред содержащих С02 и H2S до 6% — К2; для сред содержащих С02 и H2S до 25% — КЗ.Например, АФК6В-100х21К2 — арматура фонтанная (АФ) с подвеской на резьбе переводника (К) выполненная по схеме 6 (крестового типа с однорядной колонной НКТ), с дистанционным и автоматическим управлением задвижек (В), условным проходом ствола и боковых отводов 100 мм, рассчитанная на рабочее давление 21 МПа, для умеренной климатической зоны, для коррозионной среды до 6% H2S и С02.2.4 Выбор модели оборудованияДля выбора фонтанной арматуры необходимо иметь полные данные о системе, где собираются применять арматуру, о назначении арматуры и условиях ее работы.На выбор арматуры значительно влияют химическая активность рабочей среды и ее коррозионные свойства. Они определяют марку материала корпусных деталей арматуры и уплотнения. При выборе арматуры необходимо учитывать ее долговечность и ремонтопригодность. Эти характеристики связаны с расчетным сроком службы самой установки, где применяют арматуру, а также с проектируемой в дальнейшем модернизацией или автоматизацией системы.В системах, где затруднено обслуживание и где выход арматуры из строя может повлечь серьезные последствия, основной характеристикой для выбора запорной арматуры может стать надежность ее работы.Наконец, один из решающих факторов при выборе арматуры - ее экономичность. Экономичность следует рассматривать комплексно, для всего народного хозяйства в целом. При этом учитывают цену арматуры, стоимость обслуживания ее, а также ее влияние на экономические показатели всего производства. При выборе арматуры следует учитывать также ее габаритные размеры и массу с учетом места для ее установкиФонтанную арматуру выбирают в зависимости от конкретных условий и особенностей технологического процесса, а также от вида и физических свойств перекачиваемой рабочей среды.В моем конкретном случае буферное давление равно 60 Мпа, дебит 420 кубических метров в сутки, способ эксплуатации - фонтан, способ управления задвижками - автоматический, содержание песка в пластовой жидкости не превыщает 1,0%, использовать арматуру планируется умеренной климатической зоне, содержание H2S<6. Уменьшение толщины стенки от действия коррозии - 0.02 мм в год.3. Расчеты, характерные для рассматриваемого оборудованияФонтанная арматура герметизирует устье скважины, служит для контроля и регулирования режима эксплуатации скважин. Фонтанная арматура в собранном виде не рассчитывается, т. к. она представляет собой остаточно прочную уравновешенную и жесткую конструкцию. Достаточная прочность и герметичность корпусных деталей арматуры и фланцевых соединений создают условия, обеспечивающие требуемую надежность фонтанной арматуры в сборе. Фланцы элементов АФ соединяют шпильками и уплотняют металлическими кольцами овального или восьмиугольного сечения. Материал кольца более мягок, чем фланца. Наиболее распространенным является расчет по допускаемым напряжениям. Расчет по допускаемым напряжениям состоит: - определение усилий, действующих во фланцевом соединении; - прочностной расчет деталей: шпилек, фланцев, прокладок.Толщина стенки корпуса S,м(1)где - внутреннее давление среды, МПа-внутренний диаметр корпуса (диаметр проходного отверстия),м.[]-допускаемое напряжение при растяжении, МПа;S м(2) где - предел прочности при растяжении, МПа;- коэффициент запаса прочности, =3;С - поправочный коэффициент на коррозию, равный 2-5мм в зависимости от агрессивности среды.(3)Наружный диаметр корпуса, м(4)Dн= мПредельное давление, которое может выдержать корпус, определяют по формуле Илюшина, , Мпа(5)где [допускаемое напряжение по пределу текучести, МПа(6)где запас прочности(2,5…..3,0).Коэффициент запаса прочностигде [n]-допускаемый коэффициент запаса прочностиОборудование устанавливают, исходя из требований, предписаний стандартов ГОСТ.Предполагает ряд основных схем монтажа:Манометрический.С использованием буферного фланца под манометр.В режиме запорного устройства.Тройниковый.Крестовина елкиДроссельный.Вентильный.И другие.Схема подбирается в зависимости от условий, при которых возникает необходимость применения оборудования. Эти условия определяют параметры, по которым можно проводить классификацию арматуры.Основные из них:Рабочее давление. Оно может изменяться в промежутке между 7 и 105 МПа.Оборудование может применяться для скважин, которые отличаются большой глубиной либо особо высоким пластовым давлением.Способ построения схемы исполнения.Рядность и количество труб, которые идут в скважину. Используется однорядный или двухрядный варианты.Конструктивные особенности запорных узлов: краны или задвижки.Размер проходного сечения по стволу скважины, боковым отводам от 50 до 150 мм. Конструкции с большим диаметром ствола работают в нефтяных и газовых скважинах, отличающихся высокими показателями дебита.В соответствии со стандартами фонтанная арматура с конструктивной точки зрения бывает нескольких видов:Тройниковая либо крестовая. Этот параметр связан с конфигурацией фонтанной елки. Выкидные линии служат для проведения рабочей среды от боковых отводов к установкам, осуществляющим замеры.Двух- или однорядная. Определяется количеством насосов, которые опускаются в скважину.Запорные устройства: задвижки или краны. Трубы нефтяных скважин перекрываются задвижками, газовых –кранами.Построение конкретной конструкции арматуры происходит в соответствии с ТУ — Техническими условиями и чертежами. Конструкторскую документацию создают по нормам и правилам ЕСКД – Единой системы конструкторской документации. Соблюдают стандарты, нормы как российские, так и международные.4. Описание модели оборудованияАрматура АФК1-65х21(35, 14), АФ1-65х21, АФ2-65х35, АФК3-65х21, АФКЭ3-65х35, АФК3-65х21(35), АФК3а-65х35, АФК6-65х21К, АФК6-65х35, АФ6-65х35Устьевая арматура предназначена для эксплуатации фонтанных (газлифтных) скважин, герметизации трубного, затрубного (межтрубного) пространства фонтанных (газлифтных) скважин, контроля и регулирования режима эксплуатации, подвешивания обсадных колонн и разобщения межколонных пространств, проведения исследования и изучения скважин, а также для возможности отбора проб нефти и газа в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов I2-II5 по ГОСТ 16350-80.Климатическое исполнение – УХЛ, категория размещения при эксплуатации – I по ГОСТ 15150-69 при температуре окружающего воздуха от -60ºС до+40ºС.Арматура в зависимости от исполнения предназначена для некоррозионной скважинной среды.Некоррозионная среда – нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,05%, суммарным содержанием H3S и CO2 до 0,003% и пластовой воды до 90% по объему.Фонтанную арматуру устанавливают на колонную обвязку нефтяных и газовых скважин в процессе их освоения и опробования, а также добывающих скважин на весь период их фонтанирования. Через фонтанную арматуру осуществляют технологические операции и спуск скважинного оборудования, инструментов и приборов.Таблица 4 - Основные технические данныеНаименование параметровАФК1-65х21АФК1-65х35АФК1-65х14АФ1-65х21Обозначение чертежаАФ.00.000-47-06АФ.00.000-06АФ.00.000-47-07АФ.00.000-61АФ.00.000-64 с изм.Наибольшее допускаемое давление, МПа21351421Условный проход, мм- ствола- боковых отводов фонтан. елки- боковых отводов трубной обвязки656565Схема фонтанной арматуры1111Скважинная среданекоррозионнаяТемпература скважинной среды ºС, не выше120Число подвешиваемых скважинных трубопроводов1Запорное устройство (задвижка)ЗПМ65х21ЗПМ65х35ЗМС1-65х21ЗПМ65х21Управление арматуройручноеГабаритные размеры, мм, не более- длина- ширина- высота1583885174012156002000159388518151420752203013008851780Масса, кг778862875790915Таблица 5 - Основные технические данныеНаименование параметровАФ2-65х35АФК3-65х21АФКЭ3-65х35АФКЭ3-65х21АФК3-65х35Обозначение чертежаАФ.00.000-64АФ.00.000-47-04Рисунок 8АФ.00.000-08АФ.00.000-47-05Наибольшее допускаемое давление, МПа3521352135Условный проход, мм- ствола- боковых отводов фонтан. елки- боковых отводов трубной обвязки656565Схема фонтанной арматуры23333Скважинная среданекоррозионнаяТемпература скважинной среды ºС, не выше120Число подвешиваемых скважинных трубопроводов1Запорное устройство (задвижка)ЗПМ65х21ЗПМ65х21ЗПМ65х35ЗПМ65х21ЗПМ65х35Управление арматуройручноеГабаритные размеры, мм, не более- длина- ширина- высота1270785232015938852455200588532351150600265015938852530Масса, кг156510159951120Таблица 6 - Основные технические данныеНаименование параметровАФКа-65х35АФК6-65х21КАФК6-65х35АФ6-65х35Обозначение чертежаАФ.00.000-72АФК210С.00.000-58АФК210С.00.000-59АФ.00.000-64 с изм.Наибольшее допускаемое давление, МПа35213535Условный проход, мм- ствола- боковых отводов фонтан. елки- боковых отводов трубной обвязки656565Схема фонтанной арматуры36366Скважинная среданекоррозионнаяТемпература скважинной среды ºС, не выше120Число подвешиваемых скважинных трубопроводов1Запорное устройство (задвижка)ЗПМ65х35ЗПМ65х21ЗПМ65х35ЗПМ65х35Управление арматуройручноеГабаритные размеры, мм, не более- длина- ширина- высота19043025200076521801930785225018457852150Масса, кг18701160140018705. Монтаж и эксплуатация модели оборудования5.1 Монтаж оборудованияВ 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.5.2 Эксплуатация оборудованияПоскольку фонтанная арматура представляет комплекс, обеспечивающий герметичность функционирования скважин, возможность перекрытия рабочей среды, прохождение разных технологических операций, к ней предъявляются высокие требования по разным показателям.Одно из направлений — параметры климатических условий. Стандарты предписывают использование оборудования в холодном и умеренном макроклиматических регионах – УХЛ. Это означает возможность эксплуатации при температурах, достигающих –60 гр. С. (отрицательный диапазон температур), +40 гр. С (плюсовой диапазон).Это предъявляет особые требования к конструкциям. Основные параметры по документам ГОСТ, которые контролируются в производственном процессе:Условный проход ствола елки, боковых отводов елки, боковых отводов трубной головки.Рабочее давление: 7-105 MПа.Конструкция арматуры должна способствовать полной герметизации по отношению к окружающей среде.К корпусным деталям предъявляются требования опрессовки пробным давлением, которое в 1,5 -2 раза превышает рабочее давление.Проверяется соосность отверстий составных частей оборудования, чтобы трубы, устройства, приборы и приспособления могли беспрепятственно опускаться в скважину.Трубная обвязка должна позволять закреплять трубу в корпусе трубной головки, создавать возможность управлять потоком рабочей среды, измерять и контролировать давление в пространстве между трубами.К дросселю фонтанной арматуры предъявляется требование регулируемости.Допустимо объединять ряд составных элементов в единый блок, не меняя типовых схем.По запросу заказчика комплект оборудования может включать устройства: автоматические предохранительные, запорные блоки, которые могут управляться дистанционно, аппаратура, которая может соединять оборудование, установленное в скважине с имеющейся наземной системой управления.Автоматические предохранительные устройства – пневмопилоты играют роль запорного узла, который срабатывает при отклонении режима работы скважины.Если в конструкции предусмотрены запорные устройства дистанционного действия, необходимо предусмотреть вариант ручного управления ими.Арматура надежна при работе в различных средах, включая агрессивные: содержащие сероводород, двуокись углерода, чей процентный состав достигает 25% для каждого химического соединения, примеси нефти, ингибиторы коррозии.Требования к арматуре фонтанного типа, которые зафиксированы в международных стандартах API 6A. Они затрагивают основные параметры оборудования, узлов и конструкций, касаются материала, из которых произведены. Также описывают рабочие характеристики, размеры, возможности взаимозамен составных частей, материалы, особенности сварочного процесса при изготовлении.Отдельные блоки касаются испытаний, инспекции, ремонтных и восстановительных работ, транспортировки, закупки и других разделов.В них перечисляются узлы и устройства, регулируемые стандартом. Среди них:Корпус и катушки головок обсадных и насосно-компрессорных колонн. Многоступенчатые корпуса.Различные соединители, а также фитинги.Подвески колонн: обсадной, насосно-компрессорной.Варианты дроссельных и клапанных устройств, штуцеров.Концевые и сварные соединители.Другие виды узлов: приводы, кольцевые прокладки, сменные вкладыши и др.Стандарт определяет уровни спецификации изделий PSL. Они касаются стальных бурильных труб, определяют различия разных типов трубопрокатных изделий по ряду признаков. Эти признаки сводятся к:Различию по химическому составу.Разным механическим характеристикам.Разнице способов и методов производства.Разным вариантам при осмотре и выявлении дефектов, а также при проведении ремонтных работ.Различиям в сертификации.Фонтанную арматуру относят к виду производственных изделий, которые имеют определенное целевое назначение. Она рассматривается как оборудование непрерывного использования.Существует возможность восстановительных работ после отказа оборудования, оно отличается хорошей ремонтопригодностью.Обслуживание рекомендуется проводить у одного оператора, который будет проверять и контролировать его на этапе подготовки к работе.Период работы арматуры в среднем 15 лет. Отказ оборудования проявляется в следующих вариантах:Теряется герметичность запорных блоков.Нарушается герметичность разъемных соединений, причем от нее не удается избавиться с помощью подтягивания.Ломаются, выходят из строя компоненты оборудования. Это влечет за собой их демонтаж, замену на новые исправные детали и узлы.Эти нарушения требуют проведения ремонтных работ до полного восстановления рабочих характеристик.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ ходе выполнения данного курсового проекта я ознакомилась с различными существующими конструкциями и схемами фонтанной арматуры, провел анализ различных схем фонтанной арматуры, применяемой в нефтегазовом деле. В курсовом проекте: выбрано оборудование - фонтанная арматура ; выполнен расчет;составлено его описание;сформулированы правила монтажа и эксплуатации выбранного оборудования;выполнен чертеж выбранного оборудования.Проект выполнен полностью в соответствии с заданием и с соблюдением требований СТО ИрГТУ 005-2015.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ1. Ахметов С. А., Ишмияров М. Х., Кауфман А. А. Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых; Недра - Москва, 2009. - 844 c.2. Бакиров А.А., Бакиров Э.А. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти газа. В 2т. Кн. 1. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоспособности недр. Бакиров А.А., Бакиров Э.А.; Недра - Москва, 2012. - 467 c.3. Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа; Форум - Москва, 2011. - 400 c.4. Грабчак Л.Г., Багдасаров Ш.Б., Иляхин С.В., др. Горноразведочные работы; Высшая школа - Москва, 2003. - 664 c.5. Евдокимов А. В., Симанкин А. Г. Сборник упражнений и задач по маркшейдерскому делу; Издательство Московского государственного горного университета - Москва, 2004. - 304 c.6. Елкин С. В., Гаврилов Д. А. Инженерно-техническое творчество в нефтегазовой отрасли; - , 2014. - 368 c.7. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений; Книга по Требованию - Москва, 2012. - 332 c.8. Заблоцкий Евгений Горное ведомство дореволюционной России. Очерк истории. Биографический словарь; [не указанo] - Москва, 2015. - 280 c.9. Закиров С.Н., Индрупский И.М. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2; - , 2009. - 488 c.10. Закожурников Ю. А. Хранение нефти, нефтепродуктов и газа; ИнФолио - Москва, 2010. - 432 c.11. Иванов А. Н., Рапацкая Л. А., Буглов Н. А., Тонких М. Е. Нефтегазоносные комплексы; Высшая школа - Москва, 2009. - 232 c.12. Карнаухов М. Л., Пьянкова Е. М. Современные методы гидродинамических исследований скважин; Инфра-Инженерия - Москва, 2010. - 432 c.13. Корзун Н. В., Магарил Р. З. Термические процессы переработки нефти. Учебное пособие; КДУ - Москва, 2008. - 864 c.14. Кязимов К. Г., Гусев В. Е. Эксплуатация и ремонт оборудования систем газораспределения; НЦ ЭНАС - Москва, 2008. - 420 c.15. Малофеев Г. Е., Мирсаетов О. М., Чоловская И. Д. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи; НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", Институт компьютерных исследований - Москва, 2008. - 224 c.Приложение А. Чертеж оборудования.