Определение утечек газа на фонтанной арматуре нефтегазодобывающих скважин

Обслуживание фонтанных скважин

К эксплуатации скважин может быть допущен персонал, ознакомленный с конструкцией оборудования фонтанных скважин, руководством по его эксплуатации, производственными инструкциями и режимом работы скважин. Необходимо систематически вести наблюдение за работой оборудования фонтанных скважин. Периодичность контроля определяется нефтегазодобывающим предприятием в зависимости от наличия коррозионно-активных веществ в скважиннной среде и места расположения скважины.

В ходе проверки скважинного оборудования необходимо обращать особое внимание на:

§ наличие повреждений деталей и узлов;

§ наличие утечек газа, газового конденсата и нефти во фланцевых, резьбовых и других соединениях и уплотнениях (места утечек можно обнаружить визуально, по звуку, запаху, нарушению земляного или снежного покрова);

§ комплектность и затяжку шпилек, гаек и болтов соединений, а также правильность их установки;

Проверку и техническое обслуживание колонной обвязки следует проводить в течение всего периода эксплуатации скважины не реже чем один раз в три дня (за исключением случаев, оговариваемых в дополнительных инструкциях).

Периодически, не реже одного раза в месяц, следует продувать трёхходовые вентили и измерять давление межколонном пространстве. По мере необходимости производить окраску колонной обвязки для защиты её от коррозии.

При оборудовании скважин, при их освоении и эксплуатации необходимо установить надлежащий контроль за арматурой (с участием ответственного лица), строго соблюдать все требования охраны труда, техники безопасности и противопожарные правила.

Работающая фонтанная арматура обслуживается операторами круглосуточно. На участке обслуживания должны иметься: манометры, запасные краны, смазка, нагнетатель смазки (шприц), прокладки, штуцеры, комплект необходимых ключей и т.п.

При всех режимах работы скважины давление в фонтанной арматуре не должно превышать допустимого рабочего по паспорту (указывается в шифре арматуры).

При обслуживании фонтанных скважин осуществляется контроль за её параметрами работы. Операторы производят замеры буферного, затрубного и линейного давлений, определяют дебит скважины, отбирают пробы жидкости. Периодичность проведения замеров и отбора проб определяется эксплуатирующей организацией и обычно составляет 1 раз в три дня – замер давлений, 1 раз в неделю – отбор проб скважинной жидкости и определение дебита скважин. При отклонении параметров от режимных определяют причину и при необходимости осуществляют регулирование режима работы.

Все выявленные в процессе эксплуатации неисправности должны быть устранены. Проводимые операции по техническому обслуживанию и изменению режима эксплуатации необходимо регулярно записывать в предназначенные для этих целей журналы.

2. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН.

На нефтегазодобывающих предприятиях проводится работа по созданию безопасных условий труда, предупреждению аварий и несчастных случаев, снижению уровня травматизма и числа аварий.

Совершенствуются технологические процессы добычи нефти и газа, используются новые средства автоматизации и телемеханизации производственных процессов и т.д. Это требует от рабочих совершенного владения техникой и технологией производства, твёрдых знаний безопасных методов труда и строгого соблюдения инструкций по технике безопасности.

Рабочие должны знать и постоянно помнить об опасностях при производстве различных видов работ, соблюдать установленный порядок на рабочих местах.

Опасностью при фонтанном способе добычи нефти является вероятность открытого фонтанирования скважины вследствие нарушения и ослабления соединений, повышения давления в системе обвязки скважин выше расчётного.

При эксплуатации выкидных линий фонтанных скважин существует опасность образования взрывоопасной смеси и загрязнения окружающей среды в месте порыва. Промысловые выводы характеризуются высоким давлением.

Следует учитывать трудоёмкость и сложность работ, связанных с ремонтом и очисткой оборудования, спуском скребков.

Пожароопасность на фонтанных скважинах связана с производством сварочных работ или применением открытого огня в пределах площадки скважин, захламлённость и замазученность увеличивает её опасность. Образование газовоздушной смеси в сочетании с источником искрообразования для скважин представляет также большую опасность и может привести к взрыву или пожару.

Источниками искрообразования могут быть:

– частицы песка и механических примесей, трущихся о стенки труб;

– разряды статического электричества с емкостей и другого технологического оборудования;

– применение стального инструмента при газоопасных работах;

– короткое замыкание, искрения электрооборудования, а также выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.

В соответствии с этим особые требования безопасности предъявляются не только к операторам, но и к оборудованию фонтанных скважин.

Прежде всего, к обслуживанию скважин допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение и инструктаж по безопасному ведению работ, стажировку и проверку знаний.

Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой, либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины.

Для надёжной эксплуатации фонтанной арматуры проводят её опрессовку (искусственное увеличение давления). 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.

Перед остановкой арматуры в зимний период обязательно произвести набивку смазки в корпуса кранов.

Эксплуатация кранов возможна только в крайних рабочих положениях затвора крана. Эксплуатация кранов в промежуточном положении затвора запрещается. При перекрытии затвора крана разрешается использовать только съёмную рукоятку. Использование других удлинителей запрещается.

При обслуживании фонтанной арматуры ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

§ Применять дополнительный рычаг длиной более 1 м при открывании и закрывании запорных устройств во избежание механических повреждений крана.

§ Стоять напротив выходного отверстия вентилей при сбросе давления из манометров.

§ Набивать краны загрязнённой смазкой.

При монтаже-демонтаже фланцевых соединений следует пользоваться накидными ключами.

При проведении гидравлических испытаний оборудования наличие воздуха в системе не допускается.

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.

Оператор должен иметь все полагающиеся ему по нормам и правилам защитные средства, обеспечивающие безопасность работы, и во время работы обязан пользоваться ими.

При выполнении работ, при которых существует вероятность взрывопожароопасной смеси, оператор обязан пользоваться инструментом из цветного металла, обмедненным или обильно смазанным солидолом или другой консистентной смазкой (литолом, ЦИАТиМ и т.д.).

Применение открытого огня и курение вблизи скважин запрещается. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах.

Оператор обязан знать и уметь практически применять приемы и способы оказания первой помощи при несчастных случаях.

Соблюдение перечисленных требований безопасности помогает рабочим в освоении безопасных методов труда при добыче нефти и предостерегает их от опасностей при ведении работ.

Дата добавления: 2017-01-08 ; просмотров: 9281 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Обслуживание фонтанных скважин

К эксплуатации скважин может быть допущен персонал, ознакомленный с конструкцией оборудования фонтанных скважин, руководством по его эксплуатации, производственными инструкциями и режимом работы скважин. Необходимо систематически вести наблюдение за работой оборудования фонтанных скважин. Периодичность контроля определяется нефтегазодобывающим предприятием в зависимости от на­личия коррозионно-активных веществ в скважинной среде и места расположения скважины.

В ходе проверки скважинного оборудования необходимо обращать особое внимание на:

• наличие повреждений деталей и узлов;

• наличие утечек газа, газового конденсата и нефти во фланцевых, резьбовых и других соединениях и уплотнениях (места утечек можно обнаружить визуально, по звуку, запаху, нарушению земляного или снежного покрова);

• комплектность и затяжку шпилек, гаек и болтов соедине­ний, а также правильность их установки.

Проверку и техническое обслуживание колонной обвязки следует проводить в течение всего периода эксплуатации сква­жины не реже, чем один раз в три дня (за исключением случаев, оговариваемых в дополнительных инструкциях).

Периодически, не реже одного раза в месяц, следует проду­вать трёхходовые вентили и измерять давление в межколонном пространстве. По мере необходимости производить окраску колонной обвязки для защиты её от коррозии.

При оборудовании скважин, при их освоении и эксплуата­ции необходимо установить надлежащий контроль за арматурой (с участием ответственного лица), строго соблюдать все требо­вания охраны труда, техники безопасности и противопожарные правила.

Работающая фонтанная арматура обслуживается опера­торами круглосуточно. На участке обслуживания должны иметься: манометры, запасные краны, смазка, нагнетатель смазки (шприц), прокладки, штуцеры, комплект необходимых ключей и т.п.

При всех режимах работы скважины давление в фонтан­ной арматуре не должно превышать допустимого рабочего по паспорту (указывается в шифре арматуры).

При обслуживании фонтанных скважин осуществляется контроль за её параметрами работы. Операторы производят за­меры буферного, затрубного и линейного давлений, определяют дебит скважины, отбирают пробы жидкости. Периодичность проведения замеров и отбора проб определяется эксплуатирую­щей организацией и обычно составляет 1 раз в три дня — замер давлений, 1 раз в неделю — отбор проб скважинной жидкости и определение дебита скважин. При отклонении параметров от режимных определяют причину и при необходимости осущест­вляют регулирование режима работы.

Все выявленные в процессе эксплуатации неисправности должны быть устранены. Проводимые операции по техниче­скому обслуживанию и изменению режима эксплуатации не­обходимо регулярно записывать в предназначенные для этих целей журналы.

1. Основные способы эксплуатации скважин.

2. Охарактеризуйте баланс энергии в скважине.

3. Какие типы фонтанирования существуют?

4. Какие существуют структуры газожидкостной смеси в НКТ?

5. Назначение фонтанной арматуры.

6. Назначение и состав манифольдов.

7. Классификация фонтанной арматуры.

8. По каким параметрам выбирается фонтанная армату­ра?

9. Как проводится изменение дебита фонтанной скважи­ны?

10. Как устанавливается технологический режим работы фонтанной скважины?

11. Какие осложнения возникают при эксплуатации фон­танных скважин?

12. Методы борьбы с отложениями парафина при работе фонтанных скважин.

13. Основные средства автоматизации фонтанных сква­жин.

14. Что включает в себя комплекс скважинного оборудова­ния?

15. Что включает в себя обслуживание фонтанных сква­жин?

studopedia.org — Студопедия.Орг — 2014-2021 год. Студопедия не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования (0.003 с) .

Источник

Обслуживание фонтанных скважин.

В процессе обслуживания фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит в соответствии с установленным режимом, производить проверку действия, осмотр, профилактический, а в необходимых случаях п текущий ремонт оборудования и средств автоматики, установленных на скважине.

Текущий контроль за работой скважины осуществляется по величине дебита, а также наблюдением за величиной буферного и затрубного давления. Обычно дебит замеряют один или два раза в неделю по специальному графику (на многих промыслах эта работа выполняется под руководством геологической службы промысла замерщиками дебитов), но во многих случаях, когда возникает сомнение в соответствии дебита скважины установленному режиму, оператор должен делать контрольные замеры большей или меньшей продолжительности. Основанием для выполнения внеочередного контрольного замера дебита может быть изменение буферного или затрубного давления, всякое нарушение характера работы скважины или замена штуцера.

По графику, утвержденному мастером по добыче или начальником участка, оператор производит проверку штуцеров. На промыслах, где добывается нефть с песком, эта операция выполняется с целью проверки степени износа штуцера под действием песка, а на промыслах, где добывается парафинистая нефть, проверкой определяется (ориентировочно) количество отложений парафина около штуцера. В случае необходимости оператор должен самостоятельно принимать необходимые меры по исправлению работы скважины и сообщать об обнаруженных неисправностях мастеру или диспетчеру.

В скважинах, дающих парафинистую нефть, через каждые два-три дня фонтанная струя переводится с одной выкидной линии на другую, что способствует более равномерному отложению парафина в каждой из них в период между очередными обработками обвязки скважины паром. Сокращение дебита скважины вследствие увеличения сопротивления потоку и выкидных линиях при регулярном выполнении этой операции становится менее заметным.

Все работы, выполняемые оператором с целью проверки и сохранения установленного отбора нефти из скважины, так же как и результаты измерений дебита, буферного и затрубного давления должны фиксироваться в вахтовом журнале в конце рабочего дня.

Помимо общего наблюдения за работой скважины и обеспечения заданного режима ее фонтанирования, оператор во время ежедневного обхода скважин обязан проводить следующие работы, связанные с обслуживанием и ремонтом наземного оборудования:

1) устранять утечки и пропуски нефти и газа во фланцевых соединениях, сальниковых уплотнениях фонтанной арматуры и выкидных трубопроводов; своевременно заменять изношенные и поврежденные прокладки;

2) устранять мелкие неисправности фонтанной арматуры и прискважинного оборудования для сепарации, сбора и откачки нефти;

3) проверять действие и выполнять регулировку механизмов автоматической депарафинизационной установки, а также осматривать отдельные ее узлы и производить мелкий ремонт;

4) проверять действие отсекающих автоматических устройств, которыми оборудована скважина, путем создания аварийного положения (переполнения) индивидуальной или групповой емкости для сбора нефти;

5) очищать прискважинную территорию от следов нефти, от парафина, мусора, а также от поросли травы и кустарника.

Источник

Состав и назначение фонтанной арматуры — схема обвязки

Устьевая фонтанная арматура АФК считается одним из самых важных устройств в сфере добычи нефти и газа. Все требования к ней изложены в Государственном стандарте 13846.

Из чего состоит фонтанная арматура

Что такое фонтанная арматура, конструкция и назначение её? Это одно целое, которое, в свою очередь, состоит из фонтанной елки, а также головки трубного типа. Трубная головка, в свою очередь, несет на себе задачу по подвеске труб и обеспечении герметичности межу ними и эксплуатационной грядой.

Трубная головка, так же находится на том, довольно высоко важном уровне работы, когда ей приходится сдерживать и принимать на себя давление, которое возникает между трубами. Данное давление может быть запредельным, что достаточно опасно для жизни и здоровья людей.

Фонтанная елка, дает возможность отобрать продукты скважины, жидкость и газ, который поступает в манифольд. Также данная елка следит за тем, чтобы контролировался процесс фонтанной арматуры целиком.

Её закрепляют на трубной головке. Кроме этого, она несет в себе следующие задачи. Прежде всего, она контролирует давление. Сюда же входит контроль над температурными скачками и проведение необходимых технологических проверок и различных исследований.

Также осуществляется контроль и отвод продуктов скважины в промышленный трубопровод.

С учётом большого давления, фонтанную арматуру, конструкция и назначение которой описаны выше, как часть довольно важного промышленного оборудования, арматуру проверяют на выносливость в процессе давления, которое в полтора или в пару раз выше давления, указанного в эксплуатационном паспорте.

Назначение фонтанной арматуры

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.

Использование фонтанной арматуры для добычи нефти

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.
к меню

Разновидности

Госстандарт определил несколько видов фонтанной арматуры:

1. Тройниковая/Крестовая (выбор зависит от конфигураций фонтанной елки). Боковые отводы подсоединяются к сборным и замерным установкам с помощью выкидных линий.
2. Двухрядная или однорядная (количество рядов насосных изделий, спускающихся в скважину).
3. Оснащена задвижками или кранами. Задвижки используют для нефтяных скважин, а краны – для газовых.

В зависимости от конструктивных и прочностных признаков, фонтанная обвязка классифицируется по:

1. Рабочему давлению. Стандартная обвязка рассчитана на давление 7-105 МПа. Арматуру, рассчитанную на максимально высокое давление, применяют для очень глубоких скважин, или в которых было зафиксировано аномально высокое пластовое давление (АВПД).
2. Размеру проходного сечения ствола (50-150 мм). Конструкция с диаметром ствола от 100 до 150 мм, рассчитана на высокодебитные нефтяные и газовые скважины.

Выбирая материал для изготовления устройства, необходимо учесть свойства среды, без чего не обойтись. При пожаро- и взрывоопасной среде не рекомендуют останавливать выбор на чугунных деталях.

Типовые схемы и номера таблиц находятся в прейскуранте Министерства машиностроения.

Фонтанная елка ЕФ6Д-100/80×70КЗ

Типовые виды арматуры включают различные задвижки, краны, клапаны, вентили. Специальная обвязка состоит из редукционных вентилей, затворов и клапанов для катализаторопроводов и резервной арматуры.

Заказывая типовое подключение заводам-изготовителям, необходимо сообщить ее условные обозначения с определённой схемы.
к меню

3 Фонтанная елка – часть арматуры

Как уже было сказано, на трубную обвязку монтируется фонтанная елка. Для этих целей используется верхний фланец. Елка требуется для:

• контроля на устье скважины величины рабочего давления;
• направления газового или нефтяного потока на замерное устройство (в выкидную линию);
• закрытия скважины;
• спуска диагностической аппаратуры и приборов в скважину;
• изменения технологических режимов функционирования скважины.

Существует несколько разных конструкций фонтанных елок. Все они делятся на два типа – тройниковые и крестовые. И в первых, и во вторых имеются следующие элементы:

• запорное устройство;
• центральная задвижка;
• переводник, который ведет к головке (трубной);
• штуцер (специалисты нефтегазовой сферы обычно именуют его дросселем).

Различие же между конструкциями заключается в том, что в крестовых вариантах имеется крестовина, а в тройниковых – тройник. Причем тройников может быть два, если монтируется двухъярусная конструкция насосно-компрессорных труб, или один (конструкция в один ярус).

Верхняя часть елки накрыта буфером (иначе он называется колпаком). Крестовая схема предусматривает наличие рабочего и запасного бокового отвода, тройниковая – наличие запасной (расположена снизу) и рабочей (находится вверху) выкидной линии. Запасные линии в процессе эксплуатации находятся в закрытом положении. Их открывают только тогда, когда возникает потребность в проведении ремонтных либо обслуживающих мероприятий:

• при разрушении конструкции, вызываемом коррозией;
• при необходимости замены штуцера и так далее.

Конкретный вид елки, а также количество выкидных линий подбирают с учетом параметров газовой или нефтяной скважины. На большинстве современных объектов устанавливают тройниковые фонтанные елки, в которых число таких линий равняется двум. А вот одна выкидная линия монтируется только в скважинах с малым (до 14 МПа) давлением в устье. Крестовая же схема признается оптимальной для скважин с давлением свыше 35МПа при условии, что в жидкой или газовой смеси, выносимой на поверхность, нет механических твердых включений.

Добавим, что существует и два отдельных типа елки без центральной задвижки, но они в настоящее время на отечественных нефтегазовых предприятиях не используются.

Конструкция

Производство арматуры, согласно ГОСТ 13846-84, предполагает использование схемы тройникового и крестового типа.

Устройство состоит из:

• трубная головка;
• фонтанная елка;
• запорные устройства с ручным управлением;
• дроссели.

Трубная головка используется для подвески нескольких рядов НКТ, а также их герметизации. Кроме того, трубная головка принимает участие в технологических операциях, которые включают: освоение, эксплуатацию и ремонт скважины.

Подвешивание колон осуществляют (на резьбе):

• если однорядный лифт – на резьбе катушки;
• если двухрядный лифт: внутренняя колонна – на резьбе катушки, наружная колонна – на резьбе крестовины трубной головки.

Трубная головка предполагает замену своих боковых задвижек. Этот процесс осуществляется с помощью специальных глухих пробок, которые устанавливают в резьбовых отверстиях корпуса.

Запорные устройства на фонтанной арматуре с ручным упралением

• направляет продукцию в выкидную линию;
• принимает участие в установке специальных устройств;
• замеры давления и температуры среды;
• спуск скважинных приборов для очистки труб.

Запорные устройства представлены в виде проходных пробковых кранов и прямоточных задвижек с подачей смазки. Их основное предназначение – перекрытие проходных отверстий.

Колонные головки выполняют функцию подвески для обсадной колонны, герметизация и контроль давления между колоннами труб.
к меню

Технические требования к конструкции

ГОСТ 13846-89 определяет фонтанную арматуру как устройство, предназначенное для герметизации скважин, перекрытия среды и ее направления в манифольд, и проведение других технологических операций.

Согласно ГОСТ 16350-80 фонтанная арматура может быть использована в умеренном и холодном макроклиматических районах. Размещение производится по категории 1 (ГОСТ 15150-69).

Оптимальная температура воздуха окружающей среды: от -60ºC и до +40ºC.

Качественная арматура долговечна и выдерживает атмосферные нагрузки

ГОСТ 51365-2009 установил использование определенного материала и уровень технических требований, которые больше всего подходят к условиям эксплуатации.

Производство деталей можно проектировать по индивидуальным заказам с учетом того, что все условия эксплуатации и выбор комплектующего материал будут соответствовать установленным стандартам.
к меню

Обозначение АФК

• АФ – арматура фонтанная;
• К – способ подвешивания трубопровода по ГОСТ 13846-84;
• n – схема по ГОСТ 13846-84 (n = 1-6);
• Э – кабельный ввод;
• 65×21 – условный проход и рабочее давление в МПа;
• ХЛ – климатические исполнения изделия;
• К1 – категория коррозионной стойкости.

Типовые схемы по ГОСТ 13846-89:

• АФ1, АФК 1;
• АФ2, АФК 2;
• АФ3, АФК 3;
• АФ4, АФК 4;
• АФ5, АФК 5;
• АФ6, АФК 6.

Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры

В процессе пользование скважины производится монтаж и опрессовка конструкции. Основную функцию в присоединении осуществляют колонные головки. Находящиеся в верхнем фланце отверстия, позволяют прикрепить детали различных типоразмеров.

Монтаж узла оборудования из фонтанной арматуры

1. Между фланцами укладывают специальную малоуглеродистую сталь с овальным сечением.
2. При помощи элеваторов опускают колонну компрессорных труб.
3. Свинчивают трубы (перед свинчиванием нужно смазать резьбу труб).
4. Спускают колонны труб.

По окончанию установки производят опрессовку для проверки герметичности всех соединений.

Ремонт конструкции происходит в специализированных мастерских. Предварительно, фонтанная арматура, разбирается на отдельные детали. Елку тщательно моют и проверяют остальные составляющие.

Фонтанная арматура имеет конструктивную особенность, что позволяет защитить почву и окружающую среду от содержимого трубопровода.
к меню

Использование фонтанной арматуры в нефтедобывающей отрасли (видео)

4 Особенности дросселирующих устройств нефтегазовых скважин

На запасных и рабочих выкидных линиях, как было сказано, монтируются штуцеры (дроссели). Они образуют гидравлические локальные сопротивления потоку добываемой продукции и требуются для корректирования режима функционирования скважины. Штуцеры делят на:

Самым простым нерегулируемым штуцерным устройством является 10-миллиметровый диск из стали (подходит и низколегированная, и высоколегированная сталь), который размещается между фланцами. Подобный дроссель располагает в своем центре отверстием сечением в пределах 3–35 миллиметров. Выбираемое для каждого конкретного случая сечение позволяет скважине и арматуре работать в заданном технологическом режиме.

Дроссели регулируемого типа похожи на обычный вентиль. Их проходной диаметр можно изменять по мере необходимости при помощи наконечника, которые посредством перемещения маховика отдаляется от втулки либо приближается к ней. Регулируемые штуцеры эксплуатируются при нагрузке не более 70 МПа. Применяются они реже, чем нерегулируемые, так как срок эксплуатации регулируемых устройств очень мал (если из скважины вместе с нефтью или газом подается материал высокого абразивного уровня, они сразу же выходят из строя).

Маркировка арматуры

Для маркировки этого типа продукции применяют буквенно-цифровые сокращения, которые обозначают следующим образом АФХ или АФКХ, где АФ говорит о типе арматуры, в этом случае арматура фонтанная, буква «К» сообщает о методе подвески трубопровода. Буква Х (от 1 до 6) показывает на схему в соответствии с ГОСТ 13846–84 . Кроме того, в маркировке изделия могут быть указаны численные параметры, показывающие рабочий диаметр и давление, климатическое исполнение и некоторые другие, в частности, класс коррозионной стойкости.

Источник