ГОСТ 13846-89: фонтанная и нагнетательная арматура и уплотнения

Документ советский: постановление Госстандарта СССР № 332 от 24 февраля 1989 года ввело его вместо редакции 1984 года, в полном соответствии с СТ СЭВ 4354-83. Титул ограничивал срок действия 1 января 1995 года, но meganorm.ru и files.stroyinf.ru числят ГОСТ 13846-89 действующим. Номера пунктов в тексте взяты из полного текста, где всего два раздела и четыре приложения.

Стандарт описывает схемы арматуры, а конструкцию узлов оставляет изготовителю

Область стандарта: устьевая фонтанная и нагнетательная арматура из устьевой ёлки и трубной обвязки, независимо от климатического района и рабочей среды. Исключены арматура с параллельным подвешиванием нескольких колонн труб, арматура для добычи или нагнетания теплоносителя и арматура для скважин с подводным устьем.

Раздел 1 даёт типовые схемы: фонтанных ёлок на чертеже 1, нагнетательных на чертеже 2, трубных обвязок на чертеже 3, а схема арматуры собирается сочетанием ёлки с обвязкой. Раздел 2 содержит десять пунктов требований к конструкции. Уплотнений, марок резины, норм протечки и ресурса в документе нет, их задают ТУ и КД изготовителя арматуры и более поздние стандарты на устьевое оборудование.

Арматура собрана из ёлки и трубной обвязки

Фонтанная ёлка по чертежу 1 состоит из переводника к трубной головке, тройников или крестовин, запорных устройств, манометров с запорно-разрядным устройством, дросселя и ответных фланцев. В нагнетательной ёлке по чертежу 2 вместо дросселя стоит обратный клапан. Трубная обвязка по чертежу 3 включает трубную головку, запорные устройства на её боковых отводах, манометры, ответные фланцы и быстросборное соединение.

Трубная головка по пункту 2.5 держит подвешенную колонну насосно-компрессорных труб и даёт контроль давления и управление потоком в затрубном пространстве. Колонну допускается подвешивать и в переводнике к трубной головке. Дроссель фонтанной арматуры по пункту 2.6 регулируемый, нерегулируемый ставят по требованию потребителя. Пункт 2.7 разрешает объединять несколько составных частей в один блок без изменения типовой схемы.

Шифр арматуры читают по приложению 1

Обозначение по пункту 1.6 складывается из наименования, шифра по структурной схеме приложения 1 и номера документа на поставку. Стандарт приводит примеры, и по ним видна логика шифра:

Для заказа деталей шифр полезен тем, что сразу даёт рабочее давление и исполнение по среде. Строка «АФК6-80/65×70К2» говорит изготовителю уплотнения больше, чем фото задвижки: давление 70 МПа, пробное 105 МПа, среда с сероводородом.

Параметры таблиц 1 и 2 задают давление на уплотнения

Боковые отводы ёлки и трубной головки по таблицам 1 и 2 имеют условный проход от 50 до 100 мм. Присоединительные фланцы трубной головки по приложению 2 имеют условный проход 180, 230, 280 или 350 мм в зависимости от давления и ствола.

Давления фонтанной арматуры на порядок выше, чем в обычной трубопроводной арматуре. При 70 МПа резиновое кольцо круглого сечения без защитных колец выдавливается в зазор даже при малых допусках, поэтому в таких узлах ставят кольца с опорными шайбами из фторопласта или полимерные уплотнения особого профиля. Это ориентир для конструкций общего назначения: что именно стоит в узле, показывает КД изготовителя арматуры.

Пробное давление удваивает нагрузку до 35 МПа

Пункт 2.3 требует, чтобы корпусные детали можно было опрессовать пробным давлением по таблице 3. Для рабочих давлений 14, 21 и 35 МПа пробное давление 2 Рр, для 70, 105 и 140 МПа оно 1,5 Рр. Пример расчёта: арматура на 35 МПа испытывается на 70 МПа, арматура на 70 МПа на 105 МПа, арматура на 140 МПа на 210 МПа.

Для уплотнения это значит, что деталь подбирают под пробное давление, а не под рабочее. Кольцо, которое держит 35 МПа в эксплуатации, при опрессовке получает 70 МПа, и если оно выдавится при испытании, узел придётся разбирать снова. Сама опрессовка проверяет корпус, а герметичность уплотнений по пункту 2.2 проверяют по методике изготовителя арматуры.

Где в фонтанной арматуре стоят уплотнения?

В фонтанной арматуре по ГОСТ 13846-89 уплотнения стоят в запорных устройствах ёлки и трубной обвязки, на затворе и на шпинделе, в трубной головке на подвеске колонны НКТ и в затрубном пространстве, в обратном клапане нагнетательной ёлки, в дросселе, в манометрах с запорно-разрядным устройством и в быстросборном соединении. Фланцевые соединения ёлки уплотняют металлическими кольцевыми прокладками, а эластичные кольца и манжеты работают внутри узлов.

Уплотнения стоят в запорных устройствах, трубной головке и клапанах

Запорные устройства ёлки и обвязки обычно выполняют прямоточными задвижками или кранами. В задвижке изнашиваются уплотнение затвора, если оно с полимерной вставкой, и уплотнение шпинделя; в кране уплотнения пробки или шара. Трубная головка уплотняет подвеску колонны НКТ и разделяет трубное и затрубное пространства, и её уплотнения работают при полном давлении скважины. Обратный клапан нагнетательной ёлки закрывается тарелкой с эластичным уплотнением.

Изнашиваются эти детали от трёх причин: абразив в потоке, особенно на дросселе и затворах, газ под высоким давлением, который насыщает резину и рвёт её при быстром сбросе давления, и химия среды. Металлические кольцевые прокладки фланцев относятся к другой группе: их подбирают по стандарту на фланцы, примерно как линзы по ГОСТ 10493 для трубопроводов высокого давления, и эластомерами не заменяют.

Исполнение К1–К3 определяет материал уплотнений

Приложение 4 задаёт три коррозионностойких исполнения по составу нефти и газа: К1 при объёмном содержании CO₂ до 6 %, К2 при содержании CO₂ и H₂S до 6 %, К3 при содержании CO₂ и H₂S до 25 %. Буква и цифра исполнения стоят в конце шифра арматуры.

Для эластомера это граница применимости. Ориентир для марок общего назначения: NBR работает в нефти без сероводорода, при H₂S и аминных ингибиторах переходят на HNBR или специальные марки FKM, а в исполнении К3 материал выбирают только по испытаниям в среде. Как сернистая среда и газ под давлением меняют выбор резины, видно по уплотнениям для нефтегазового оборудования, а требования к неметаллическим уплотнениям устьевого оборудования вынесены в ГОСТ Р 51365.

Требования потребителя добавляют узлы с уплотнениями

Пункты 2.8–2.10 перечисляют, что можно добавить к типовой схеме по требованию потребителя: дополнительные запорные устройства и обратный клапан, дроссель в ёлке, монтаж ёлки при давлении в скважинном трубопроводе, нагнетание ингибиторов коррозии и гидратообразования в трубы и затрубное пространство, измерение давления и температуры в отводах. В фонтанную арматуру включают автоматические предохранительные устройства, запорные устройства с дистанционным управлением и ручным дублированием, связь со скважинным оборудованием, быстросборное соединение.

Каждый такой узел добавляет уплотнения. Пневмопилот по пункту 2.10.1 перекрывает поток при отклонении режима, и в нём работают мембрана или кольца чувствительного элемента. Привод задвижки с дистанционным управлением уплотнён по штоку и поршню. Линия ингибитора проходит через обратный клапан с эластичным уплотнением, которое должно держать метанол или другой ингибитор.

Ремонт арматуры ведут по документации изготовителя

Работы на устье скважины ведут по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности и по регламентам эксплуатирующей организации, после глушения или отсечения скважины и сброса давления, по наряду-допуску. Изготовитель уплотнения в этих работах не участвует: его задача поставить деталь, которая соответствует КД арматуры и среде скважины.

Детали подвески НКТ, затворов и шпинделей задвижек и пневмопилотов относятся к ответственным: от них зависит, удержит ли устье давление пласта. Их заменяют только деталями по КД изготовителя арматуры, а аналог допускают после технической оценки и испытаний, которые проводит владелец оборудования или изготовитель арматуры.

Уплотнения для фонтанной арматуры заказывают по КД и шифру

Для фонтанной и нагнетательной арматуры заказывают стандартные и нестандартные детали: кольца круглого сечения с защитными шайбами, манжеты и уплотнения шпинделей задвижек, вставки затворов, уплотнения обратных клапанов и пневмопилотов, кольца манометров и быстросборных соединений. Детали по размерам из КД изготавливают по чертежу, кольца особого сечения как кольца нестандартных размеров, а снятую с узла деталь повторяют по образцу только при подтверждённом материале.

Ответственные позиции, то есть подвеску НКТ, затворы и предохранительные устройства, изготавливают по документации изготовителя арматуры, а стойкость материала в среде К1–К3 и работу под пробным давлением подтверждают до запуска партии. Минимальная сумма заказа 9 000 ₽ с НДС при любом количестве, хоть одна деталь, поэтому кольца одного типа арматуры выгоднее планировать годовой партией под график капремонтов скважин.

Расчёт начинают с шифра арматуры и исполнения К1–К3, номера ТУ на поставку и позиции детали по КД. Дальше нужны рабочее и пробное давление, состав скважинной среды с ингибиторами, температура на устье, чертёж или размеры посадочного места и годовое количество. Данные КД и замеры со снятой детали держат в разных графах: изношенное кольцо уже не показывает исходного сечения.

Нормы приведены по состоянию на октябрь 2026 года. Данные о материалах — ориентир для марок общего назначения; материал, размеры и допуски для вашего узла фиксируются в КП после технической оценки.