Характеристика Федоровского нефтегазоносного месторождения. Описание рабочего места, сборка и ремонт фонтанной арматуры, штанговых глубинных насосов. Подготовка колонных головок, фонтанных и нагнетательных арматур для монтажа на скважинах, страница 12

Незадействованные комплектующие остаются на ЦТБ и по мере их накопления используются на ремонтно - эксплутационные нужды по разнорядке производственного отдела по добыче нефти и поддержанию пластового давления ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ».

5.4 Технические требования

5.4.1 Устьевая арматура должна соответствовать технической документации завода -изготовителя и требованиям настоящего стандарта.


5.4.2 На ЦТБ проверяется:

- комплектность арматуры согласно сопроводительным документам;

- наличие в паспорте свидетельства о приемке ОТК и протокола испытаний на прочность и герметичность пробным давлением;

5.4.3 Допускается замена материала фланцев, указанных в документации арматур другим, свойство которого не ухудшают качества изделий в целом.

5.4.4 Сборка узлов стволовой части арматуры должна обеспечивать соосность ее деталей и сборочных единиц согласно соответствующим техническим условиям.

5.4.5 Затяжка гаек для крепления деталей и сборочных единиц арматуры должна быть равномерной и не вызывать перекоса соединения.

5.4.6 Концы шпилек должны выступать на 1 - 3 нитки над гайками после их затяжки.

5.4.7 Устьевая арматура, собранная по заявленной схеме, должна быть подвергнута гидравлическому испытанию на герметичность давлением, равным рабочему (по паспорту ± 2%), в течение 5 минут. В качестве жидкости испытания используется техническая вода с добавлением ингибитора коррозии в соотношении 9:1.

В процессе испытания утечка жидкости и каплеобразования не допускаются.

Арматура считается выдержавшей испытание, если падение давления в течение 5 минут не превышает 3% от давления испытания.

После испытания жидкость должна быть слита, полости деталей и узлов продуты воздухом.

5.4.8 После гидроиспытания фонтанной арматуры ЦТБ оформляет акт установленной формы.

5.4.9 Подготовленная фонтанная арматура выдается ЦТБ Заказчику с ввернутым патрубком НКТ в переводник (планшайбу) трубной головки с диаметром ниппеля под подвеску НКТ, указанной в заявке.

5.4.10 Хранить арматуру на ЦТБ и у Заказчика допускается под навесом или на открытом воздухе при выполнении условий временной консервации.

Обозначение изделия
(АФ - арматура фонтанная;
АН - арматура нагнетательная)
Обозначение способа подвешивания
скважинного трубопровода (в трубной головке не
обозначается, в переводнике к трубной головке - к)
Обозначение типовой схемы елки
Обозначение системы управления запорными
устройствами ( с ручным управлением не обозначается)
Условный проход ствола елки, мм
Условный проход боковых отводов елки, мм ( при
совпадении с условным проходом ствола не указывается)
Рабочее давление, МПа

Исполнение изделия в зависимости от условий применения

Обозначение модификации, модернизации

(при необходимости)


5.5 Структурная схема шифров устьевых арматур и елок



5.6 Графическое обозначение элементов устьевых скважинных арматур – колонная головка



5.9 Обозначение фланцевых соединений устьевых арматур согласно стандарту API

Таблица 12 - Обозначение фланцевых соединений и их основные размеры

Обозначение фланцевого соединения

Д прок×Р раб

Обозначение прокладок

Размеры, мм

Д нар

Д прок

П фл

Д мц

Дотв/П

Дср.

канавки

   2”× 2000

R23

165

53,2

25,4

127,0

20/8

82,55

  2”×2000

R26

190

65,9

28,6

149,2

22/8

101,60

    7”×2000

R45

355

181,8

47,6

292,1

30/12

211,14

11”×2000

R53

510

280,2

63,5

431,8

36/16

323,85

  2”×3000

R24

215

53,2

38,1

165,1

26/8

95,25

  2”×3000

R27

245

65,9

41,3

190,5

28/8

107,95

  7”×3000

R45

380

181,8

55,6

317,5

32/12

211,14

11”×7000

R53

545

280,2

69,9

469,9

39/16

323,85