чем завод изготовитель должен оснащать фонтанную арматуру
Чем завод изготовитель должен оснащать фонтанную арматуру
Для освоения скважин с пластовым давлением ниже гидростатического напора используется фонтанная арматура различных вариантов комплектации. Схемы трудных обвязок и фонтанных елок приведены в ГОСТ 13846 для не одинаковых эксплуатационных условий и характеристик полезного ископаемого.
В этой же нормативной документации указан порядок комплектации. Например, несколько фитингов, задвижек, дросселей, прочих элементов могут объединяться в моноблок. Возможно дооснащение елок дросселями, трубных обвязок обратными клапанами и запорными устройствами.
Проектируется устьевое оборудование всегда индивидуально, хотя и с помощью унифицированных типовых узлов. Поэтому по требованию заказчика изделия АФ, АФК оснащаются производителем БРС соединениями, устройствами дистанционного и автоматического управления, предохранителями, измерительной аппаратурой, приспособлениями и оборудованием для проведения отдельных операций технологического процесса освоения скважины.
Конструкция фонтанной арматуры
Регламентируется серийное производство фонтанной арматуры отечественным стандартом ГОСТ 13846. В самом начале технической документации указано, что арматура состоит из двух крупных сборочных узлов – трубной обвязки и устьевой елки. Важным условием является концентрическое расположение скважинных трубопроводов при количестве колонн НКТ более одной.
Трубная обвязка, в свою очередь, состоит из следующих элементов:
Сверху на трубную обвязку устанавливается устьевая елка. По форме главного фитинга фонтанные елки подразделяются на крестовые и тройниковые. Независимо от этого, елка в обязательном порядке имеет стволовую часть, буферную зону и выкидную линию.
Стволовая часть 3 собирается из центральной задвижки, крестовины или тройника, буферной задвижки. В некоторых типовых схемах елки из стандарта ГОСТ 13846 использовано по два тройника, может дублироваться центральная задвижка. Поэтому комплектация такого изделия будет шире.
В схемах 1 и 2 тройниковая арматура позволяет изготовить только одну выкидную линию 2. Вся крестовая арматура и тройниковые фонтанные елки по схемам 3, 4 по умолчанию имеют две выкидных линии, на каждой из которых монтируются запорные устройства (шиберные задвижки, пробковые или шаровые краны), регулирующая арматура (дроссели), измерительные приборы (манометры, термометры), приводы (гидравлический, пневматический, электрический), элементы дистанционного управления.
Буферная зона 1 состоит из задвижки и колпака с резьбовой пробкой. По мере необходимости пробка выкручивается, на ее место устанавливается лубрикатор, через канал которого в скважину опускается оборудование, приспособления, приборы для очистки ствола, измерения параметров рабочей среды, проведения технологических операций.
Елка и трубная обвязка могут поставляться заказчику в сборе или в виде транспортировочных блоков. ЗИП всегда упаковывается в фанерную, деревянную тару.
Схема задвижек
Все задвижки фонтанной арматуры условно классифицируются по месту расположения:
Принципиальная схема задвижек фонтанной арматуры всегда одинаковая. При давлении 14 – 35 МПа обычно используется по одному запорному устройству. Для давления 70 – 140 МПа применяются дублирующие задвижки, стоящие сразу за основными.
Шаровые, пробковые краны можно эксплуатировать только при давлении 14 МПа и 7 МПа, соответственно. В технической, учебной литературе принято название задвижек на фонтанной арматуре следующего типа:
Из-за особенностей рабочей среды и технологического процесса добычи углеводородов в данной отрасли виды задвижек фонтанной арматуры строго ограничены. Используются только полнопроходные прямоточные шиберные задвижки с плоским элементом затвора.
Комплектация фонтанной арматуры по ГОСТ
В стандарте ГОСТ 13846 приводятся следующие требования и рекомендации:
В стандарте ГОСТ Р 51365 все указанные требования сохранены в полном объеме. Дополнительно к ним выдвинут следующий регламент комплектации:
Нормативной документацией определен приоритет регулируемых дросселей фонтанной арматуры. Однако допускается эксплуатация и не регулируемых штуцеров. В комплект устьевого оборудования в обязательном порядке входят манометры фонтанной арматуры.
В приложении А к ГОСТ Р 51365 приводится методика по выбору оборудования. Для этого заказчик заполняет специальные формы № 1 – 4, по которым производитель и комплектует фонтанную арматуру. Первая форма содержит общие характеристики скважины, вторая и третья разработаны ля колонных головок с одним и двумя фланцами, соответственно. сама фонтанная арматура заказывается посредством формы № 4.
Дополнительно на линиях манифольда могут монтироваться СКЖ счетчики, другие приборы учета добываемого полезного ископаемого. Однако чаще всего их устанавливают внутри групповых замерных устройств для нескольких скважин куста.
По условиям данного ГОСТ уплотнительные стальные кольца транспортируются отдельно от фланцевых соединений в ящиках, а на посадочные поверхности сборочных единиц, деталей наносится консервационная смазка. Поэтому после гидравлических испытаний фонтанной арматуры в сборе изделие может быть разобрано на отдельные узлы для удешевления доставки и повышения качества логистики.
Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
Проектирование и эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин
Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель эксплуатирующей организации.
584. После замены узлов, задвижек фонтанной арматуры, установленной на устье скважины, опрессовка производится скважинным давлением, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, с составлением акта.
586. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. м /сут. газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, а также морские фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. м /сут. газа оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления).
587. В процессе эксплуатации скважины внутрискважинный клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом эксплуатирующей организации.
588. На кустовой площадке газопроводы газлифта, станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Въезд транспорта (кроме технологического) на территорию куста скважин запрещается. Подземная прокладка кабельных линий КЭЦН и СКН по другую сторону от оси куста скважин должна быть обоснована проектными решениями.
589. Устройство шахтных колодцев на устье скважин должно соответствовать рабочему проекту на бурение скважин с учетом конкретных габаритов колонных головок, ПВО и условий данного региона, в зависимости от категории скважины.
590. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80°С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.
591. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях при аварийных ситуациях эти работы могут производиться работниками штатных или внештатных аварийно-спасательных формирований.
592. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.
593. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.
594. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.
595. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с планом, утвержденным техническим руководителем организации.
596. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и НКТ должны быть опрессованы на максимальное (пусковое) давление.
597. Для обвязки скважины должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.
598. При монтаже и эксплуатации трубопроводов обвязки устья скважины должны обеспечиваться следующие требования:
трубопроводы должны плотно, без зазоров и перекосов укладываться на подушки неподвижных опор, крепление труб хомутами должно исключать возможность их перемещения;
верхние плоскости опор должны быть выверены по уровню, если это требование предусмотрено документацией;
опорные поверхности должны прилегать по всей площади соприкосновения без перекосов;
запрещается установка прокладок между трубой и подушкой опор для обеспечения необходимого уклона трубопровода;
при укладке трубопроводов сварные швы необходимо располагать от края опоры на расстоянии не менее 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.
599. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, опрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.
Газораспределительные устройства должны иметь системы индивидуального автоматического измерения расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.
600. Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.
602. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности разрешается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.
603. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:
Чем завод изготовитель должен оснащать фонтанную арматуру
Для освоения скважин с пластовым давлением ниже гидростатического напора используется фонтанная арматура различных вариантов комплектации. Схемы трудных обвязок и фонтанных елок приведены в ГОСТ 13846 для не одинаковых эксплуатационных условий и характеристик полезного ископаемого.
В этой же нормативной документации указан порядок комплектации. Например, несколько фитингов, задвижек, дросселей, прочих элементов могут объединяться в моноблок. Возможно дооснащение елок дросселями, трубных обвязок обратными клапанами и запорными устройствами.
Проектируется устьевое оборудование всегда индивидуально, хотя и с помощью унифицированных типовых узлов. Поэтому по требованию заказчика изделия АФ, АФК оснащаются производителем БРС соединениями, устройствами дистанционного и автоматического управления, предохранителями, измерительной аппаратурой, приспособлениями и оборудованием для проведения отдельных операций технологического процесса освоения скважины.
Конструкция фонтанной арматуры
Регламентируется серийное производство фонтанной арматуры отечественным стандартом ГОСТ 13846. В самом начале технической документации указано, что арматура состоит из двух крупных сборочных узлов – трубной обвязки и устьевой елки. Важным условием является концентрическое расположение скважинных трубопроводов при количестве колонн НКТ более одной.
Трубная обвязка, в свою очередь, состоит из следующих элементов:
Сверху на трубную обвязку устанавливается устьевая елка. По форме главного фитинга фонтанные елки подразделяются на крестовые и тройниковые. Независимо от этого, елка в обязательном порядке имеет стволовую часть, буферную зону и выкидную линию.
Стволовая часть 3 собирается из центральной задвижки, крестовины или тройника, буферной задвижки. В некоторых типовых схемах елки из стандарта ГОСТ 13846 использовано по два тройника, может дублироваться центральная задвижка. Поэтому комплектация такого изделия будет шире.
В схемах 1 и 2 тройниковая арматура позволяет изготовить только одну выкидную линию 2. Вся крестовая арматура и тройниковые фонтанные елки по схемам 3, 4 по умолчанию имеют две выкидных линии, на каждой из которых монтируются запорные устройства (шиберные задвижки, пробковые или шаровые краны), регулирующая арматура (дроссели), измерительные приборы (манометры, термометры), приводы (гидравлический, пневматический, электрический), элементы дистанционного управления.
Буферная зона 1 состоит из задвижки и колпака с резьбовой пробкой. По мере необходимости пробка выкручивается, на ее место устанавливается лубрикатор, через канал которого в скважину опускается оборудование, приспособления, приборы для очистки ствола, измерения параметров рабочей среды, проведения технологических операций.
Елка и трубная обвязка могут поставляться заказчику в сборе или в виде транспортировочных блоков. ЗИП всегда упаковывается в фанерную, деревянную тару.
Схема задвижек
Все задвижки фонтанной арматуры условно классифицируются по месту расположения:
Принципиальная схема задвижек фонтанной арматуры всегда одинаковая. При давлении 14 – 35 МПа обычно используется по одному запорному устройству. Для давления 70 – 140 МПа применяются дублирующие задвижки, стоящие сразу за основными.
Шаровые, пробковые краны можно эксплуатировать только при давлении 14 МПа и 7 МПа, соответственно. В технической, учебной литературе принято название задвижек на фонтанной арматуре следующего типа:
Из-за особенностей рабочей среды и технологического процесса добычи углеводородов в данной отрасли виды задвижек фонтанной арматуры строго ограничены. Используются только полнопроходные прямоточные шиберные задвижки с плоским элементом затвора.
Комплектация фонтанной арматуры по ГОСТ
В стандарте ГОСТ 13846 приводятся следующие требования и рекомендации:
В стандарте ГОСТ Р 51365 все указанные требования сохранены в полном объеме. Дополнительно к ним выдвинут следующий регламент комплектации:
Нормативной документацией определен приоритет регулируемых дросселей фонтанной арматуры. Однако допускается эксплуатация и не регулируемых штуцеров. В комплект устьевого оборудования в обязательном порядке входят манометры фонтанной арматуры.
В приложении А к ГОСТ Р 51365 приводится методика по выбору оборудования. Для этого заказчик заполняет специальные формы № 1 – 4, по которым производитель и комплектует фонтанную арматуру. Первая форма содержит общие характеристики скважины, вторая и третья разработаны ля колонных головок с одним и двумя фланцами, соответственно. сама фонтанная арматура заказывается посредством формы № 4.
Дополнительно на линиях манифольда могут монтироваться СКЖ счетчики, другие приборы учета добываемого полезного ископаемого. Однако чаще всего их устанавливают внутри групповых замерных устройств для нескольких скважин куста.
По условиям данного ГОСТ уплотнительные стальные кольца транспортируются отдельно от фланцевых соединений в ящиках, а на посадочные поверхности сборочных единиц, деталей наносится консервационная смазка. Поэтому после гидравлических испытаний фонтанной арматуры в сборе изделие может быть разобрано на отдельные узлы для удешевления доставки и повышения качества логистики.
Чем завод изготовитель должен оснащать фонтанную арматуру
Для освоения скважин с пластовым давлением ниже гидростатического напора используется фонтанная арматура различных вариантов комплектации. Схемы трудных обвязок и фонтанных елок приведены в ГОСТ 13846 для не одинаковых эксплуатационных условий и характеристик полезного ископаемого.
В этой же нормативной документации указан порядок комплектации. Например, несколько фитингов, задвижек, дросселей, прочих элементов могут объединяться в моноблок. Возможно дооснащение елок дросселями, трубных обвязок обратными клапанами и запорными устройствами.
Проектируется устьевое оборудование всегда индивидуально, хотя и с помощью унифицированных типовых узлов. Поэтому по требованию заказчика изделия АФ, АФК оснащаются производителем БРС соединениями, устройствами дистанционного и автоматического управления, предохранителями, измерительной аппаратурой, приспособлениями и оборудованием для проведения отдельных операций технологического процесса освоения скважины.
Конструкция фонтанной арматуры
Регламентируется серийное производство фонтанной арматуры отечественным стандартом ГОСТ 13846. В самом начале технической документации указано, что арматура состоит из двух крупных сборочных узлов – трубной обвязки и устьевой елки. Важным условием является концентрическое расположение скважинных трубопроводов при количестве колонн НКТ более одной.
Трубная обвязка, в свою очередь, состоит из следующих элементов:
Сверху на трубную обвязку устанавливается устьевая елка. По форме главного фитинга фонтанные елки подразделяются на крестовые и тройниковые. Независимо от этого, елка в обязательном порядке имеет стволовую часть, буферную зону и выкидную линию.
Стволовая часть 3 собирается из центральной задвижки, крестовины или тройника, буферной задвижки. В некоторых типовых схемах елки из стандарта ГОСТ 13846 использовано по два тройника, может дублироваться центральная задвижка. Поэтому комплектация такого изделия будет шире.
В схемах 1 и 2 тройниковая арматура позволяет изготовить только одну выкидную линию 2. Вся крестовая арматура и тройниковые фонтанные елки по схемам 3, 4 по умолчанию имеют две выкидных линии, на каждой из которых монтируются запорные устройства (шиберные задвижки, пробковые или шаровые краны), регулирующая арматура (дроссели), измерительные приборы (манометры, термометры), приводы (гидравлический, пневматический, электрический), элементы дистанционного управления.
Буферная зона 1 состоит из задвижки и колпака с резьбовой пробкой. По мере необходимости пробка выкручивается, на ее место устанавливается лубрикатор, через канал которого в скважину опускается оборудование, приспособления, приборы для очистки ствола, измерения параметров рабочей среды, проведения технологических операций.
Елка и трубная обвязка могут поставляться заказчику в сборе или в виде транспортировочных блоков. ЗИП всегда упаковывается в фанерную, деревянную тару.
Схема задвижек
Все задвижки фонтанной арматуры условно классифицируются по месту расположения:
Принципиальная схема задвижек фонтанной арматуры всегда одинаковая. При давлении 14 – 35 МПа обычно используется по одному запорному устройству. Для давления 70 – 140 МПа применяются дублирующие задвижки, стоящие сразу за основными.
Шаровые, пробковые краны можно эксплуатировать только при давлении 14 МПа и 7 МПа, соответственно. В технической, учебной литературе принято название задвижек на фонтанной арматуре следующего типа:
Из-за особенностей рабочей среды и технологического процесса добычи углеводородов в данной отрасли виды задвижек фонтанной арматуры строго ограничены. Используются только полнопроходные прямоточные шиберные задвижки с плоским элементом затвора.
Комплектация фонтанной арматуры по ГОСТ
В стандарте ГОСТ 13846 приводятся следующие требования и рекомендации:
В стандарте ГОСТ Р 51365 все указанные требования сохранены в полном объеме. Дополнительно к ним выдвинут следующий регламент комплектации:
Нормативной документацией определен приоритет регулируемых дросселей фонтанной арматуры. Однако допускается эксплуатация и не регулируемых штуцеров. В комплект устьевого оборудования в обязательном порядке входят манометры фонтанной арматуры.
В приложении А к ГОСТ Р 51365 приводится методика по выбору оборудования. Для этого заказчик заполняет специальные формы № 1 – 4, по которым производитель и комплектует фонтанную арматуру. Первая форма содержит общие характеристики скважины, вторая и третья разработаны ля колонных головок с одним и двумя фланцами, соответственно. сама фонтанная арматура заказывается посредством формы № 4.
Дополнительно на линиях манифольда могут монтироваться СКЖ счетчики, другие приборы учета добываемого полезного ископаемого. Однако чаще всего их устанавливают внутри групповых замерных устройств для нескольких скважин куста.
По условиям данного ГОСТ уплотнительные стальные кольца транспортируются отдельно от фланцевых соединений в ящиках, а на посадочные поверхности сборочных единиц, деталей наносится консервационная смазка. Поэтому после гидравлических испытаний фонтанной арматуры в сборе изделие может быть разобрано на отдельные узлы для удешевления доставки и повышения качества логистики.
Чем завод изготовитель должен оснащать фонтанную арматуру
Трубная конструкция включает в конструктивный состав разные фланцевые соединения, тройники, отводы и другие изделия. Для уплотнения соединений в таких сооружениях применяют прокладки из стали, которые содержат минимальное количество углерода.
Фонтанная арматура предназначается для решения множества задач. В частности, одна из таких задач — устройство обвязки трубопроводов различного назначения. Использование этого оборудования позволяет выполнять управление движением рабочей среды и обеспечивать исполнение процессов, контролирующих производство. Устройства применяют для герметизации отводов от основных трубопроводов.
Назначение фонтанной арматуры
Устройства этого класса отвечают за решение следующих инженерно-технических задач:
Изделия этого класса применяют при высоком давлении, возникающим под действием нагрузок. Арматуру используют когда существует возможность воздействия агрессивных сред внутри скважины. Довольно часто она применяется, если в жидкости присутствует большое количество примесей разного происхождения и размера.
При использовании такой системы необходимо учитывать то, что это оборудование должно иметь длительный срок эксплуатации и необходимый запас прочности. Основные потребители этой продукции это предприятия занятые на добыче и транспортировке углеводородов, а также строительстве трубопроводных транспортных систем.
Разновидности арматуры
ГОСТ, которые действуют на территории нашей страны, определили следующие типы фонтанной арматуры:
Кроме вышеописанной классификации, применяют и такую:
Проектировщик, подбирая материал для производства арматуры, должен учитывать свойства среды. Кстати, для установки изделий во взрывоопасной среде не желательно устанавливать узлы и агрегаты, выполненные из чугуна.
В состав типовой арматуры входят разные типы задвижек, клапаны и пр. В состав специальной обвязки включают редукционные вентили, затворы и клапаны для подачи катализаторов и работы резервной арматуры.
Конструкция фонтанной арматуры
ГОСТ 13846–84, подразумевает применение схем тройникового и крестового типа. В состав типовой фонтанной арматуры входят такие узлы, как:
Трубная головка предназначена для того, что на нее подвешивают НКТ в несколько рядов и обеспечения их герметичности. Кроме того, она принимает участие в некоторых технологических процессах, связанных с освоением, работой и обслуживанием скважины.
Это устройство, при необходимости выполнять замену установленных на ней боковых задвижек. Для этого применяют глухие пробки, устанавливаемые в резьбе, нарезанной в корпусе.
Фонтанная елка призвана решать следующие задачи:
Запирающие устройства представлены пробковыми кранами и задвижками с подаваемой смазкой. Главная их задача перекрывание движение рабочей среды.
Технические требования к конструкции
В ГОСТ 51365–2009 определяет технические условия и требования к указанной арматуре. Проектировщики, занимающиеся конструированием оборудования должны руководствоваться требованиями этого документа.
Маркировка арматуры
Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры
В 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.
Предназначается для герметизации фонтанных скважин, контроля и регулирования режима эксплуатации.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки; ее классифицируют по:
а) диаметру проходного сечения: 2, 2 и 4″;
б) рабочему давлению: 40, 75, 125, 200, 300 и 500 кГ/см 2 и соответственно пробному—75, 150, 250. 400, 600 и 1000 кГ/см 2 ;
в) виду подвески труб — однорядная и двухрядная;
г) конструкции—тройниковая и крестовая;
д) типу соединения деталей—фланцевая и резьбовая (последний тип снят с производства).
Схемы сборок фонтанной арматуры на рабочее давление 75, 150 и 250 кГ/см 2 одинаковые.
Тип и конструкция фонтанной арматуры выбирается в зависимости от максимального давления, предполагаемого на устье скважины, и условий эксплуатации. Считают, что давление выделяющихся из пласта газов в затрубном пространстве, незначительно отличается от пластового. Поэтому для вновь вскрываемых пластов его ориентировочно принимают равным давлению столба воды высотой, соответствующей глубине скважины, и рассчитывают по формуле:
где Н—глубина скважины, м;
Фонтанные скважины оборудуются арматурой, изготовленной согласно ведомственной нормали Н 697-53. Фланцевая фонтанная арматура (типовая) на пробное давление 250 кГ/см 2 имеет два основных узла: трубную головку, состоящую из крестовика, тройника, переводника (катушки), задвижек, и фонтанную елку, включающую два тройника, три стволовых и три боковых задвижки, буфер и штуцерный патрубок.
Основные детали фонтанной арматуры изготовляются из стали ; 35 ХМА.
Крестовик с проходным отверстием Ш 152 мм и отводами Ш 65 мм присоединяется к колонной головке. На отводах устанавливаются по две задвижки диаметром 2 «. В случае необходимости периодического выпуска газа из затрубного пространства на одном из боковых отводов ставят еще одну задвижку и шайбу с отверстием Ш 1—2 мм или же через этот отвод при надобности накачивают газ или жидкость. На буфере отвода ставят рабочий манометр для контроля давления газа в межтрубном пространстве.
Тройник с проходным отверстием Ш 132 мм и боковым отводом Ш 65 мм устанавливают на крестовик. Он служит для подвешивания первого ряда насосно-компрессорных труб при помощи втулки, ввинчиваемой в тройник, и подачи жидкости для возбуждения скважины.
Переводник (катушка) соединяет крестовик или тройник с центральной задвижкой. Внутри переводника имеется резьба для подвешивания второго ряда колонны лифтовых труб при помощи втулки или патрубка.
Центральная (стволовая) фонтанная задвижка служит для перекрытия струи фонтанирующей скважины в аварийных случаях. В период фонтанирования скважины задвижка устанавливается на переводнике в открытом положении.
Противовыбросовая фонтанная задвижка применяется при вскрытии продуктивного пласта, перфорации эксплуатационной колонны и для герметизации устья скважины в случае фонтанирования. Противовыбросовые задвижки изготовляются на пробное давление 250, 400 и 600 кГ/см 2 и устанавливаются на тропинке фонтанной арматуры. Присоединительные размеры верхнего фланца задвижки должны соответствовать размерам фланцев фонтанной арматуры.
Фонтанная елка собирается по типовой схеме. На выкидах елки за задвижками устанавливают стальную катушку. Корпус штуцера вставляется в выкидной патрубок, а фланец его зажимается между фланцем катушки высокого давления и фланцем выкидного патрубка низкого давления. Внутрь корпуса штуцера вставляется сменная стальная штуцерная втулка, диаметр которой принимается соответственно установленному технологическому режиму эксплуатации скважины.
Чтобы увеличить износостойкость штуцеров, их изготовляют многоступенчатыми.
Регулирующий штуцер с игольчатым клапаном и втулкой применяется на фонтанных скважинах, выбрасывающих небольшое количество песка. Штуцер типа ШРУ — 300 Х 2 на рабочее давление 300 кГ /см 2 устанавливается на повороте выкидной линии. Габаритные размеры штуцера — 810 х 335 х 250 мм.
1. Фонтанная фланцевая арматура на пробное давление 400 кГ/см 2 отличается от фонтанной арматуры на пробное давление 250 кГ/см 2 толщиной фланцев и шпилек, изготовленных из стали марки 40 ХН. Присоединительные размеры фланцевых соединений у обоих типов арма. 
2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины — на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовок оформляются актами.
4. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.
5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика — с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.
6. При эксплуатации скважины с температурой на устье 200 °С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.
7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 000 м/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан — отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).
Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном — отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.
8. В процессе эксплуатации скважины клапан — отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана — отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.
9. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.
10. Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается.
11. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т. п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.
12. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.
13. Станцию управления фонтанной арматуры газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.
14. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.
15. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.
16. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно-компрессорные трубы должны быть спрессованы на максимальное (пусковое) давление.
17. Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.
18. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.
Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.
Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.
19. Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 10 °С для южных районов и минус 20 °С для средних и северных широт.
20. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.
21. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:
· ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно — регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале;
· контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.