Устьевая арматура: Арматура устьевая — ПКФ Трубопроводные Узлы

Устьевая арматура — разновидности и устройство

В нефтедобывающей промышленности невозможно обойтись без такого специального рабочего элемента как арматура устьевая. Данное устройство предназначается для выполнения такого перечня работ, как обвязка нефтепроводов и его герметизация. То есть назначение данного элемента является обязательным.

 

Эксплуатация и применение устьевой арматуры

 

Так же ее используют для того, что бы проводить исследования глубинного назначения и для того, чтобы производить регулирование отборов жидкостей. Таким образом, использование устьевой арматуры является неотъемлемой частью проведения нефтедобычи.

Следует отметить, что устьевая арматура выбирается по специальным рабочим характеристикам и отличается высокой степенью качества и производительности.

 

 

 

Ее рабочий диапазон, при котором устьевая арматура функционирует правильно и бесперебойно варьируется в пределах от плюса сорока градусов до минуса шестидесяти, то есть использование устьевой арматуры может быть при любых климатических условиях.

 

Характеристики устьевой арматуры

Основными рабочими характеристиками устьевой арматуры являются размеры. Так средними размерами устьевой арматуры являются такие как длина, которая может достигать порядка трех метров. Ширина арматуры, которая может варьироваться в зависимости от модели, но средним показателем, которой является семистам пятнадцати миллиметрам, и высота арматуры, которая достигает в среднем полутора метрам.

Так же к рабочим характеристикам можно отнести проход устройств запорного типа, который может достигать порядка пятидесяти миллиметров. Диаметр труб насосно-компрессорного назначения достигает семидесяти пяти миллиметров.
Сама по себе устьевая арматура представлена в виде комплексного набора специальных элементов, которые отвечают за такие задачи, как полная герметизация скважинного устья, а так же для того, чтобы распределять потоки скважинных продуктов или для регулировки газа, который в нее поступает.

 

Конструкция и устройство

 

В конструкцию устьевой арматуры входят такие необходимые рабочие элементы, как головка трубного типа, головка колонного типа, и непосредственно самой арматуры, которая является регулировочно-запорной.

К данной арматуре можно отнести такие элементы как вентили, всевозможные задвижные устройства и детали кранового типа.

 

 

Непосредственным назначением данного типа устройства является сдерживание обильного потока давления, и обследование давления внутри самой конструкции. Еще данная конструкция предназначается для создания нагнетания либо для стравливания потоков газа.

Как правило, приводится в действие устьевая арматура посредством механического привода, однако в тех случаях, когда давление в данном устройстве имеет очень высокие показатели, сдерживание может производиться посредством либо системы гидравлического действия, либо посредством пневматической установки.

Вся конструкция имеет связку, которая осуществляется посредством использования таких специальных крепежных элементов, как хомуты и различные фланцы. При возникшем вдруг отклонении от номинальных данных, все устройства запорного типа и механизмы прекращают работу, и запираются посредством автоматической системы управления, которой оснащена устьевая арматура.

 

Особенности устьевой арматуры

Еще одним важным преимуществом устьевой арматуры является то, что практически все рабочие элементы данной установки могут быть заменены в случае неполадки или при возникших поломках без вывода из строя всей работы станции. Это является чрезвычайно положительным, поскольку таки образом не нарушается временной интервал, с которым ведутся работы, что в свою очередь имеет большое значение для течения всех нефтедобывающих работ и значительно уменьшает затратность данного производства.

Универсальная устьевая арматура — Оборудование

В настоящее время в процессе эксплуатации оборудования и добычи «тяжелой» (битумной) нефти возникают проблемы при проведении циклической закачки пара и добычи разогретой нефти.

В частности, перед проведением операции по закачке пара в пласт нефтегазодобывающей компанией необходимо привлечение сервисных предприятий для осуществления следующих операций:

• подготовка наземного привода ШГН к спускоподъемным операциям (откинуть головку балансира, а в некоторых случаях и демонтировать станок–качалку в сборе). Работы, связанные с проведением данных операций, составляют от 3-х до 10 часов;

• привлечение бригады подземного ремонта скважин для демонтажа устьевого оборудования (как правило, АУ 140х50) и поднятия глубинно–насосного оборудования. Работы бригады ПРС от 48 до 72 часов;

• монтаж устьевого оборудования для осуществления закачки пара в пласт;

• монтаж и проведение пусконаладочных работ парогенераторной установки для подачи разогретого пара в пласт.

После подготовки скважины к операции по закачке пара, в скважину начинают подавать разогретый пар с температурой от 250 до 350°С. Время подачи разогретого пара зависит от технических параметров скважины, но, как правило, это от 2-х недель до 1го месяца.

После закачки пара в скважину, ее оставляют в простое (ожидание притока нефти) от 10 до 20 дней. После этого проводят операции, указанные выше, только в обратной последовательности:

• демонтаж парогенераторной установки;

• демонтаж устьевого оборудования, предназначенного для закачки пара;

• привлечение бригады ПРС для спуска ГНО в скважину и монтажа устьевого оборудования;

• привлечение сервисной бригады по ремонту и обслуживанию НП ШГН для монтажа станка-качалки;

• запуск добычи разогретой битумной нефти.

Данная технология добычи нефти влечет за собой длительные простои скважины в ожидании технологических операций (соответственно, не добытая нефть), большие инвестиционные (закупка 2-х комплектов устьевого оборудования, один — под закачку пара, второй — для добычи нефти) и эксплуатационные затраты (работа сервисных бригад по обслуживанию НП ШГН и бригад по подземному ремонту скважин). А альтернативных решений, позволяющих сократить время, упростить технологию и при этом сэкономить затраты, в настоящее время не существуют.

Опираясь на наш многолетний опыт по изготовлению и поставке термостойкого устьевого оборудования в компании, занимающиеся добычей трудноизвлекаемой битумной нефти (ПАО «Татнефть», ООО «Лукойл – КОМИ», ООО «Роснефть – Сахалинморнефтегаз») компанией ООО «ТМС–Буровой Сервис» было принято решение по освоению в производстве оборудования, которое позволит упростить добычу «тяжелой» нефти и максимально повысит эффективность бизнеса заказчика.

Для решения задач по освоению нового продукта, отделом маркетинга и конструкторско-технологическим отделом ООО «ТМС–Буровой Сервис» была проведена работа по анализу существующих технологий добычи «тяжелой» нефти, а также были проведены переговоры с техническими специалистами компаний, которые занимаются разработкой и добычей битумной нефти в Республике Татарстан и Российской Федерации.

В результате проведенного анализа и переговоров с техническими специалистами компаний, занимающихся добычей битумной нефти, была выявлена проблема, заключающаяся в том, что эксплуатируемое оборудование и технология добычи трудноизвлекаемой нефти влекут за собой большие трудовые и финансовые затраты. Это ведет к длительным простоям скважины (от 5 до 10 суток) и, соответственно, к удорожанию себестоимости добытой нефти.

Для решения трудностей с которыми сталкиваются наши клиенты мы готовы изготовить и поставить арматуру устьевую термостойкую паровую АТПК-65х18-350 К1 в комплекте с термостойким насосом ШГН который позволяет, не поднимая глубинно– насосное оборудование и не меняя устьевую арматуру (с добычи под закачку пара), проводить работы по разогреву пласта и добычи разогретой нефти из скважины. Технические характеристики разработанной универсальной устьевой арматуры представлены в Таблице 1.      

Таблица 1.         

Основным преимуществом данной конструкции является возможность добычи жидкости из продуктивной зоны пласта и закачки (нагнетания) пара в пласт через НКТ и штанговый насос, не поднимая оборудование из скважины и не меняя устьевое оборудование.

Изменение режима эксплуатации арматуры производят операторы цеха без извлечения из скважины НКТ, штанг и глубинного насоса без привлечения бригад ПРС и подъемника.

Изменение режима работы с добычи нефти на нагнетание выполняются в следующей последовательности. Сначала отсоединяется отводящий трубопровод от арматуры, выворачивается и фиксируется на полированном штоке устьевой сальник, отсоединяется полированный шток от станка-качалки. Затем краном приподнимается полированный шток над арматурой до места соединения с первой штангой и ослабляется резьбовое соединение между штоком и штангой. Операторы опускают плунжер ШГН до полной посадки и разгрузки штанг, отворачивают и извлекают полированный шток.

После чего демонтируют фонтанную елку для добычи нефти (выше трубодержателя) и монтируют елку для нагнетания пара. А для перехода с режима нагнетания пара на режим добычи ШГН операции производятся в обратной последовательности.

На сегодняшний день данное оборудование изготовлено и прошло успешные испытания в лабораториях нашего предприятия.

Это лишь один пример того, как в «ТМС групп» решают проблемы своих заказчиков. Сегодня для успешного ведения бизнеса в условиях жесткой конкуренции необходимо проводить работы по сокращению издержек производства за счет устранения потерь, иногда с помощью вот таких технологий. Компания «ТМС групп» имеет большой опыт в данном направлении и готова поделиться им с партнерами.

Статья «Универсальная устьевая арматура

» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№8, Август 2020)

Контрольно-измерительные приборы и гидравлика в нефтяных и газовых скважинах

Нефть и газ добываются во всем мире, от частных скважин на фермах в Индиане до эксплуатационных скважин в Пенсильвании, глубоководных скважин в Мексиканском заливе и нефтяных месторождений на Норвежский континентальный шельф. Добыча варьируется от небольших скважин производительностью 100 баррелей в сутки до скважин с производительностью более полумиллиона баррелей в сутки. Меньшие месторождения могут стоить менее 10 000 долларов, а стоимость более крупных морских буровых установок может превышать 10 миллиардов долларов.

 

От разведки до переработки, от сырой нефти до высокооктанового топлива, нефтегазовая промышленность требует высочайшего уровня компонентов управления потоком для достижения исключительных требований надежности, коррозионной стойкости, вибрации, температурных циклов и скачков давления. . Береговые и морские буровые установки, нефтеперерабатывающие заводы и системы обработки газа очень чувствительны к вопросам надежности и безопасности.

Компоненты управления потоком, такие как контрольно-измерительные приборы, клапаны и гидравлические компоненты, являются неотъемлемой частью разведки, добычи и переработки нефти и газа. Применения контрольно-измерительной арматуры, клапанов и гидравлики в промышленности требуют высочайшего уровня долговечности и точности для достижения необходимых стандартов коррозионной стойкости, вибрации, надежности, скачков давления и температурных циклов. Морские буровые установки, нефтеперерабатывающие заводы и системы обработки газа очень чувствительны к суровым условиям окружающей среды, которым они часто подвергаются.

1. В нефтяной и газовой промышленности есть три основных этапа: добыча, переработка и переработка.
   Upstream относится к этапам операций по разведке и добыче. Добыча нефти и газа включает процесс выявления месторождений полезных ископаемых, бурения скважин и извлечения нефти или газа со дна моря или под землей.

   «Шлюмберже» и Китайская национальная оффшорная нефтяная корпорация являются примерами крупных компаний, которые сосредоточены в основном на услугах по разведке и добыче. В то время как многие из крупнейших операторов разведки и добычи (например, Royal Dutch Shell и Exxon-Mobil) добывают нефть, как только разведочная компания идентифицирует ее как богатое месторождение.

2. Midstream — переработка, хранение, транспортировка и продажа нефти и природного газа.
3. Downstream — это процессы преобразования сырья нефти и газа в готовые продукты, такие как бензин, природный газ и сжиженный природный газ, дизельное топливо и другие формы источников энергии — от пропана до гидравлической жидкости.

Фитинги и клапаны КИПиА используются на каждом из этих этапов. В рамках этого блога мы сосредоточимся на панелях управления устьевым оборудованием в приложениях для разработки месторождений. Устье устанавливается на поверхности законченной нефтяной или газовой скважины, обеспечивая конструктивный и регулирующий давление интерфейс для производственного оборудования и бурения.

Устьевые панели управления

Устьевые панели управления (WHCP) контролируют условия потока выкидной линии скважины (трубопровод, соединяющий одиночную устье скважины с манифольдом или технологическим оборудованием) и при необходимости инициируют отключение нефтяной скважины.

WHCP устанавливаются вблизи устья скважины и включают в себя компоненты в качестве функции управления для работы скважины.

Компоненты WHCP включают:

• КИПиА, фитинги и манометры. Самописцы для измерения давления, расхода и температуры. Реле давления (ПСЛЛ — реле низкого, низкого давления, ПШХ — реле высокого, высокого давления), датчики температуры и инструментальные трубки. Высокие рабочие давления в WHCP требуют широкого спектра измерительных трубных фитингов (например, двойного компрессионного обжимного кольца, конусно-резьбового и т. д.) и контрольно-измерительных клапанов (например, обратных, шаровых, пробковых, предохранительных, предохранительных клапанов и т. д.).
• Пневматические 3-ходовые пилотные клапаны, 3-ходовые кнопочные клапаны, регуляторы давления, пневматические реле давления и другие подобные устройства.
• Гидравлические компоненты, такие как гидравлические насосы, пневматические и гидравлические интерфейсные клапаны и клапаны поддержания давления (PSV), которые используются для поддержания заданного давления в определенных точках трубопровода и гидравлических резервуаров.
• И очень важное устройство, плавкая вставка, для обнаружения возгораний. Плавкие пробки обычно монтируются над фланцами или деталями, где существует вероятность утечек, которые могут вызвать пожар. Плавкие пробки сдерживают гидравлическое давление. В случае пожара плавкий предохранитель плавится, и давление масла сбрасывается, поэтому специальные клапаны закрываются и перекрывают скважину.

Функции системы управления устьем скважины

Панели и системы управления устьем скважины управляют критическими процессами устьевой платформы и обеспечивают безопасный запуск и останов эксплуатационных скважин. Система управления устьем контролирует давление в выкидной линии каждой скважины и взаимодействует с:

• Клапанами аварийного отключения (ESD) — используются для изоляции системы в аварийных ситуациях. ESD представляет собой клапан, оснащенный приводом с пружинным возвратом, который позволяет закрывать клапан под действием пружины в приводе при подаче сигнала давления.
• Предохранительные клапаны с управляющей поверхностью (SSV) — задвижка обратного действия, установленная на приводе со сжатым поршнем с гидравлическим приводом. Поверхностный предохранительный клапан представляет собой отказобезопасную запорную задвижку.
• Подземный предохранительный клапан с наземным управлением (SCSSV) — при необходимости контролируется системой управления скважиной. Система управления скважиной работает в отказоустойчивом режиме, при этом гидравлическое управляющее давление используется для удержания в открытом состоянии узла шара или заслонки, который закроется при потере управляющего давления.

Устьевые системы отключения также включают встроенные, отдельные или смонтированные на салазках гидравлические силовые установки (ГЭС) с аккумуляторами, сменными гидравлическими насосами и резервуарами.

Заключение

Устьевые панели управления контролируют жизненно важные параметры безопасности и эксплуатационные параметры устьевой платформы и обеспечивают безопасный и последовательный запуск и останов эксплуатационных скважин. WHCP работают в «отказоустойчивом» режиме для индивидуального и коллективного управления нефтегазодобывающими скважинами. Они также имеют решающее значение для обеспечения гидравлического давления для управления срабатыванием регулируемых дроссельных клапанов и клапанов HIPPS на выкидных линиях.

Гидравлическая и контрольно-измерительная арматура, клапаны и другие компоненты, используемые в WHCP, имеют решающее значение для их цели: безопасность персонала, оборудования и любая необходимая изоляция потенциального отключения буровой установки. Если WHCP не работает должным образом, существует высокая вероятность возникновения угроз безопасности и повреждения скважины, что может привести к астрономическим финансовым потерям для эксплуатации.

Источники включают:

• Решения для жидкостей UCT
• ТЕКСПЕТРОЛ, Инк.
• Инвестопедия
• Ресато Интернэшнл
• AutomationForum.com
• InstrumentationTools.com
• Материалы проекта
• Группа Шэнцзи
• Шлюмберже Лимитед
• Эквинор АСА

Клапанная арматура Устьевые компоненты | NVFCL-FITOK Клапаны и двойные обжимные фитинги

Клапанные фитинги Устьевые компоненты | Клапаны NVFCL-FITOK и фитинги с двойным обжимным кольцом

Пресс-фитинги корпуса с вентилируемой крышкой

Наш стандартный пресс-масленка для корпуса оснащен шаровой опорой принудительного потока. Эта конструкция направляет поток смазки и/или герметика через центр пружины, не проходя через виток пружины, что снижает тенденцию к «упаковке». Шаровая опора Positive Flow доступна во многих других стилях фитингов.

Еще одной особенностью стандартного пресс-масленки для корпуса является усиленная радиальная заклепка. Этот специальный обжим обеспечивает наилучшую защиту от «выброса» среди всех доступных обжимных фитингов. Процесс обжатия радиальной заклепки соответствует последней редакции NACE.

Смазка проходит вокруг шара и через центр опоры шара и пружины, не проходя через виток пружины.

В фитинге Free Flow используется уникальный пружинный фиксатор, ввинчиваемый в корпус фитинга. Этот специальный фиксатор также действует как опора для шариков и направляющая пружины, а его конструкция обеспечивает свободный поток смазочных материалов и герметика вокруг пружины, а не через нее.

• Единственный неограниченный путь потока на рынке — прямолинейный проход значительно снижает склонность к «упаковке».
• Гарантия от «выброса» при использовании в пределах конструктивных ограничений фитинга. Отлично работает в экстремально холодных условиях.
• Повышенный расход благодаря неограниченному пути потока.
• Соответствует последней редакции NACE – материалы без холодной обработки.

Когда шар находится вне седла, смазка беспрепятственно течет вокруг пружины и через отверстия по бокам фиксатора.

Инъекционные фитинги сальникового уплотнения/крышки

Конструкция фитингов для консистентной смазки со свободным потоком используется в наших инъекционных фитингах сальникового уплотнения. По сравнению со стандартными конструкциями с плавающим шаром, специально разработанный фиксатор пружины Free Flow позволяет даже самым тяжелым смазочным материалам и/или герметикам свободно проходить через инъекционный фитинг сальникового уплотнения.

• Посадка сзади обеспечивается без зависимости от наличия противодавления.
• Гарантируется защита от «выброса» при использовании в пределах конструктивных ограничений фитинга.