Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (3999 руб.)

Скважинное оборудование для эксплуатации в скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Дата закачки: 08 Июля 2016
Продавец: Mechanical engineer oil and gas
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении герметичности эксплуатационной колонны или некачественном цементировании межтрубного пространства может произойти открытое фонтанирование продук-ции скважины. Этого можно избежать, применяя комплекс специального подзем-ного скважинного оборудования, который также предназначен для обеспечения одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или более, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от соседних пластов, разобщения колонны из НКТ от затрубного пространства, обеспечения проведе-ния многочисленных промысловых технологических операций, связанных с экс-плуатацией или ремонтом скважин. В соответствии с решением Госгортехнадзора РФ с 1992 г. этот комплекс оборудования должен в обязательном порядке при-меняться при фонтанной эксплуатации скважин.
 Комплекс специального скважинного оборудования состоит из пакеров, якорей, разъединителей колонн, скважинного инструмента для подготовки ствола скважины, клапанов-отсекателей, циркуляционных и ингибиторных клапанов, по-садочных ниппелей, а также из инструмента и принадлежностей канатной техники для управления подземным оборудованием 4, с.22.
Пакеры предназначены для разобщения пластов и изоляции эксплуатаци-онной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации скважин, а также при проведении ремонтно-профилактических работ.
Окружающая среда, в которой работает пакер, обычно вызывает коррозию металла, а содержание в ней нефти и газа требует тщательного подбора материа-ла уплотняющих элементов. Кроме того, осложняющими факторами для пакеров, используемых для добычи, являются отложения солей, гидратов, смол, а также высокое содержание механических примесей в отбираемой среде.
 Пакеры широко применяются при проведении таких технологических опе-раций, как гидроразрыв, кислотная и термическая обработка пласта, изоляцион-ные работы, гидропескоструйная перфорация и т.д.
 Пакеры спускают в скважину на колонне подъемных труб. Они должны иметь проход, позволяющий беспрепятственно спускать инструменты и оборудо-вание для проведения необходимых технологических операций при освоении и эксплуатации.
 Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по парал-лельным рядам подъемных труб созданы двухпроходные пакеры.
 В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы, кроме оценки возможности проведения необходимых технологических операций в про-цессе эксплуатации, способов посадки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие два основных требования:
 пакер должен выдерживать максимальный перепад давления, действую-щий на него в экстремальных условиях и называемый "рабочим давлением";
 пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный за-зор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.
Осевая нагрузка может создаваться весом колонны труб или усилием, раз-виваемым поршнем под действием перепада давления среды.
Конструкция пакера как импортного, так и отечественного производства, может содержать один или несколько уплотняющих элементов. В зависимости от конструктивного исполнения уплотняющие элементы пакеров делятся на следу-ющие группы:
 элементы, деформируемые за счет воздействия осевой нагрузки (рис.1.1, а и б); материалом для таких уплотнений могут служить резина, прорезиненная и пропитанная графитом асбестовая ткань, а для высоких температур – свинец;
 элементы, расширяющиеся при создании в их внутренней полости избыточ-ного давления (рис.1.1, в); основным материалом служит резина;
 самоуплотняющиеся элементы (рис.1.1, г); основной материал – резина, упрочненная кордом.
Уплотняющие элементы первого типа могут быть прижаты к ОК с необхо-димой силой при достаточном весе НКТ. При этом нижняя часть колонны труб будет подвергаться продольному изгибу.
Элементы последних 2-х типов не требуют передачи веса НКТ обсадной колонне для их уплотнения, что является их преимуществом. Для срабатывания этих видов уплотнений необходимо создание избыточного давления внутри НКТ или внутри ОК. В некоторых конструкциях пакера уплотняющий элемент может фиксироваться в деформированном положении, что несколько усложняет кон-струкцию.
 Самоуплотняющийся элемент спускают в скважину с натягом. Поэтому ре-зина должна быть износоустойчивой, и манжета обычно не может использоваться несколько раз. В качестве корда применяют хлопчатобумажную ткань, полимер-ные или металлические нити.
Еще одним элементом, относящимся к основным, является опора пакера. Опора нужна для восприятия веса НКТ при деформации уплотняющих элементов первых типов и восприятии осевых усилий при уплотнениях всех видов (осевых усилий, возникающих от давления жидкости и газа на пакер при его работе). Эти силы могут достигать десятков и сотен килоньютонов и действовать в различных направлениях.
Опора пакера может осуществляться с упором:
 на забой, через хвостовик;
 переход диаметра ОК;
 шлипсовый захват за ОК;
 на торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.
Наиболее часто применяется в пакерах шлипсовый захват. Шлипсовый за-хват имеет конус и плашки с насечкой, которые при осевом перемещении надви-гаются на конус и, расходясь по диаметру, прижимаются к ОК. Врезаясь в обсад-ные трубы, пакер может воспринимать осевые усилия. Плашки перемещаются по пазам, выполненным в конусе. Паз имеет форму типа "ласточкин хвост", не поз-воляющую плашкам отходить от конуса. Материал плашек - обычно сталь марки 20Х. Для повышения их твердости до 50...55 HRC плашки обычно цементируют и подвергают поверхностной закалке. Сопряжение пакера с обсадной колонной может происходить не по поверхности, а в нескольких точках (в основном из-за разного диаметра сопрягающихся поверхностей плашки и трубы), поэтому плашки могут воспринимать изгибающие нагрузки, не ломаясь (сталь 20Х, серд-цевина некаленая).
Существует также конструкция шлипсового захвата с пружинами. Она со-стоит из трех шлипс, прижатых пружинами к конусу. При спуске пакера или его подъеме шлипсы находятся у нижней части конуса и по диаметру свободно вхо-дят в ОК. В этом положении они удерживаются штифтом, закрепленным на што-ке пакера, соединенным с НКТ. Штифт входит в паз втулки, к которой подсоеди-нены шлипсы. Таким образом, шлипсы не сближаются с конусом, закрепленным также на штоке пакера. У места установки пакера НКТ и шток пакера поворачи-ваются так, чтобы можно было вывести штифт из короткого паза втулки и пере-вести его в прорезь втулки, которая в этот момент удерживается вместе со шлип-сами пружиной (фонарем), трение которой об ОК воспринимает вес всех этих де-талей. После поворота труб и штока пакера и дальнейшего их спуска конус вой-дет в шлипсы, раздвинет их и прижмет к ОК. Насечка на шлипсах создает доста-точное усилие закрепления их в ОК.
Выше был описан механический способ закрепления пакера в ОК на задан-ной глубине. Этот способ имеет существенный недостаток – необходимость пово-рота колонны НКТ.
Гидромеханический способ закрепления лишен этого недостатка. Такой па-кер состоит из уплотняющего, фиксирующего, клапанного устройств и гидро-привода. Для фиксации пакера на необходимой глубине в НКТ сбрасывается ша-рик, и в полости НКТ создается избыточное давление. Жидкость через отверстие в стволе пакера попадает под поршень. При определенном давлении поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и упи-раются в стенку ОК, создают упор для сжатия уплотнительных манжет. Под дей-ствием массы труб плашки внедряются в стенку ОК, обеспечивая заякоривание и разобщение зон ОК. При дальнейшем увеличении давления жидкости внутри НКТ срезаются винты под седлом шарика, и оно вместе с шариком выпадает, от-крывая проходное отверстие пакера. Пакер извлекается в результате подъема ко-лонны труб.
Кроме уплотнителя и опоры пакеры имеют ряд специальных приспособле-ний.
Когда осевое усилие, действующее на пакер, имеет значительную величину, и шлипсовый захват пакера не может надежно его воспринять, со стороны низко-го давления пакера устанавливают якорь, служащий дополнительной осевой опорой. Гидравлический якорь, спускаемый на колонне НКТ, при работе под-вергается избыточному внутреннему давлению жидкости, действующему на ре-зиновую трубчатую диафрагму, которая нажимает на плашки и прижимает их к ОК. Плашки имеют насечки, что увеличивает их сцепление.
Скважинные клапаны можно классифицировать по способу установки, назначению, принципу действия, способу управления и типу запорного органа. К гидравлическим или пневматическим относятся клапаны, открывающиеся или за-крывающиеся под действием нагнетаемой или уплотняемой с устья рабочей сре-ды. К механическим относятся клапаны, управляемые канатной техникой, к гид-ромеханическим – клапаны, управляемые частично канатной техникой, частично гидравликой.
Оснащение пакера клапаном-отсекателем исключает необходимость глуше-ния скважины тяжелой жидкостью перед подъемом оборудования. Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и от-сечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непо-средственно над продуктивным горизонтом. Это очень важно, если скважина мо-жет дать грифон.
Забойные клапаны-отсекатели должны отвечать следующим требованиям:
 надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;
 обладать способностью надежно устанавливаться на необходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;
 обеспечивать возможность проведения различных технологических опера-ций ниже глубины установки клапана-отсекателя, возможность проведения ре-монтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.
Критический дебит, при котором срабатывает автоматический клапан-отсекатель, принимают обычно на 15...20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуце-ров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем бросания в колонну НКТ или с использованием канатной техники, либо с применением специального поса-дочного инструмента. В нижней части клапан-отсекатель должен иметь замок с фиксаторами для посадки на ниппель.
Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забой-ного клапана-отсекателя. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера. Конструктивно ниппель представляет собой патрубок, внутри ко-торого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обрабо-тана под посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По обоим кон-цам ниппеля нарезана резьба, соответствующая резьбам применяемых НКТ.
Циркуляционный клапан служит для временного сообщения внутреннего пространства колонны НКТ с затрубным пространством для проведения различ-ных технологических операций, таких, как освоение и глушение скважины, про-мывка забоя, затрубного пространства или колонны НКТ, обработка скважины различными химреагентами и т. п. Клапан устанавливают в колонне НКТ и из-влекают вместе с трубами.
Управляют циркуляционным клапаном с помощью механического и гид-равлического яссов. Циркуляционный клапан открывают восходящими действи-ями механического ясса. При недостаточности этих действий используют еще и гидравлический ясс. Циркуляционный клапан закрывают нисходящими действи-ями механического ясса. Для передачи динамических усилий от яссов на замок циркуляционного клапана для открытия или закрытия клапана служит инстру-мент для его управления.
Инструмент для управления циркуляционным клапаном спускают в колон-ну НКТ на скребковой проволоке или тросе. В комплект инструмента входят ме-ханические и гидравлические яссы для создания динамических нагрузок. Для по-садки клапана-отсекателя в ниппель применяют посадочный инструмент.
Для фиксации клапанов-отсекателей в ниппелях служат специальные замки, спускаемые и извлекаемые специальным инструментом.
Телескопическое соединение обеспечивает компенсацию удлинения колонны НКТ при изменении их средней температуры, защищает трубы от спирального продольного изгиба, обеспечивая при этом защиту пакера от дополнительной нагрузки.
Разъединители колонн предназначены для отсоединения колонны НКТ от скважинного оборудования, оставляемого в скважине, при эксплуатации нефтя-ных и газовых скважин и соединения их с этим оборудованием. Отсоединение ко-лонны НКТ от скважинного оборудования и присоединение их осуществляются с помощью канатной техники. Толкатель с инструментом, спускаемым на канате, при подъеме инструмента отсоединяет колонну НКТ от скважинного оборудова-ния, а при спуске инструмента – соединяет колонну НКТ со скважинным обору-дованием.
Для отсекания потоков фонтанных скважин в случае разгерметизации устья или в других аварийных ситуациях на промыслах для газовых и нефтяных сква-жин можно использовать специальные комплексы скважинного оборудования. Применение комплексов обеспечивает: одновременное проведение бурения и экс-плуатации, а также текущего и капитального ремонтов фонтанных нефтяных и га-зовых скважин, расположенных на одном кусте или на одной площадке; предот-вращение аварий при превышении давления свыше установленной нормы, а так-же при превышении температуры на устье скважины свыше 70°С (условия воз-никновения пожара); проведение местного, дистанционного и автоматического управления работой скважины.





Коментарии: При наличии в продукции скважин АГКМ сероводорода и диоксида угле-рода возможны следующие виды разрушения промыслового оборудования: электрохимическая коррозия, водородное охрупчивание и СКРН 13.
Наличие в среде конденсационной воды в количестве 30 г/нм3, а также ме-танола (использующегося при приготовлении ингибитора) до 1 г/нм3, являющих-ся жидкостями с высокой диэлектрической постоянной, увеличивает опасность СКРН.
Конденсационная и минерализованная вода, содержание которых в среде достигает соответственно 10 г/нм3 и 30 г/нм3, в большей мере определяют корро-зионную агрессивность среды. Растворяя в себе СО2, H2S и другие соединения, вода создает “кислую” среду, что значительно увеличивает скорость коррозии, особенно углеродистых сталей.
Хлориды, содержание которых в минерализованной воде достигает 70 г/нм3, ускоряют коррозию углеродистых сталей. Нержавеющие стали под их воз-действием подвергаются местному разрушению - точечной или щелевой корро-зии, а также коррозионному растрескиванию под напряжением.
Сероводород в воде образует “кислый” раствор, способствующий электро-химической коррозии сталей и их СКРН. Диоксид углерода СО2, содержание ко-торого в среде достигает 15% по объему, в воде образует также “кислый” рас-твор, что приводит к увеличению скорости коррозии углеродистых сталей, осо-бенно при высокой температуре. Помимо этого водный раствор СО2, растворяя пассивирующую пленку, образующуюся на поверхности металла, также ускоряет процесс коррозии.
Меркаптаны, концентрация которых в среде достигает 2,2 г/нм3, разлага-ясь, увеличивают концентрацию сероводорода с вытекающими отсюда послед-ствиями.
Сероуглерод и сероокись, концентрация которых в среде достигает соот-ветственно 20 мг/нм3 и 1 г/нм3, оказывают незначительное влияние на общую коррозию и СКР.
Наличие в среде элементарной серы до 2 г/нм3, возможно, способствует ускорению коррозии, и в большей степени СКРН. Здесь сера играет роль катали-затора процесса, откладываясь на поверхности и адсорбируя водород, способ-ствует его проникновению в структуру металла.
Парциальное давление H2S в среде на устье достигает 10,75 МПа, а СО2 - 6,45 МПа. Если учесть, что показатель pH минерализованной воды 3,5 и соглас-но результатам исследований, проведенных в Азинмаше, с повышением давления показатель pH имеет тенденцию к уменьшению, то при этих значениях парциаль-ных давлений следует ожидать существенного уменьшения показателя pH. Это значит, что существенно возрастает кислая реакция среды и, как следствие ско-рость коррозии и вероятность СКРН.
Влияние ароматических углеводородов, содержание которых в среде до-стигает 35%, следует считать положительным, т.к. установлено, что среда с большим содержанием ароматических и жидких углеводородов при прочих рав-ных условиях менее коррозионноактивна.
Механические примеси, помимо абразивного износа, разрушают защитную пленку на металлических поверхностях, образующуюся за счет содержащихся в среде ароматических и жидких углеводородов, а также ингибиторов коррозии. На участках металлической поверхности, где имеется изменение направления по-тока среды или резкое его сужение или расширение, коррозия существенно уско-ряется за счет турбулентности потока. Это явление усугубляется при наличии в среде механических примесей, которые на данном месторождении, в основном, состоят из глинистых частиц, известняка, барита и продуктов коррозии. Эти ми-нералы не обладают ярко выраженными абразивными свойствами, однако, их влияние все же отражается, хотя и косвенно, на скорости коррозии.
Концентрация механических примесей в среде, не превышающая 1 г/нм3 в течение первого месяца эксплуатации и 0,5 г/нм3 в последующий период, не вы-зывает серьезных опасений как разрушающий фактор. Одним из главных факто-ров, влияющих на работоспособность промыслового оборудования, является ра-бочее давление.
С одной стороны, именно давление является основной нагрузкой, опреде-ляющей надежность оборудования при статическом нагружении. С другой сто-роны, воздействие сероводородных коррозионноактивных сред может приводить к коррозионному растрескиванию под напряжением непосредственно контакти-рующего со средой металла оборудования. При этом существует непосредствен-ная зависимость между коррозионным растрескиванием, уровнем и характером распределения напряжений. Так, в случае, если растягивающие напряжения в ме-талле не превышают некоторой предельной (пороговой) величины, зависящей от состава среды, металла и температуры, коррозионного растрескивания под напряжением практически не происходит.
Учитывая, что напряженно-деформированное состояние элементов обору-дования определяется, в основном, воздействием внутреннего давления, при про-ектировании оборудования, предназначенного для эксплуатации в условиях воз-действия сероводородных коррозионноактивных сред, для обеспечения надеж-ной эксплуатации следует проводить дополнительный, по сравнению с оборудо-ванием общего применения, анализ влияния напряженно-деформированного со-стояния конструкции под действием давления на надежность и долговечность (ре-сурс) оборудования.
Влияние температуры на наводораживание носит сложный характер. С од-ной стороны, с повышением температуры скорость коррозии и сопутствующее ей воздействие водорода усиливается. С другой стороны, повышение температуры облегчает демолизацию, т.е. увеличение доли водорода, внедряющегося в мате-риал. Поэтому взаимная компенсация этих противоположных влияний приводит к тому, что наводораживание, а, следовательно, и СКРН проходит через макси-мум. Этот максимум различен для разных сталей, но в целом лежит в диапазоне +20 …+70°С.
На АГКМ температура рабочей среды достигает +80°С, т.е. скорость кор-розии по температурному фактору достигает своего максимума, а эффекты, обу-словленные наводораживанием, опасны при резком охлаждении.
Наряду с этим необходимо отметить, что в силу различия температур окружающей и рабочей сред в запорном и регулирующем оборудовании устья возникают дополнительные внутренние силовые факторы, и соответствующие им напряжения от температурных деформаций. Поскольку температура окружаю-щей среды на АГКМ может достигать -36°С, то при температуре рабочей среды +80°С имеет место перепад в 116°. Этот перепад приводит к образованию допол-нительных полей напряжений, оказывающих влияние как на общую прочность арматуры, так и на специфические процессы, связанные с воздействием коррози-онных сероводородных сред. Особенно следует отметить влияние перепадов тем-ператур в элементах фланцевых соединений фонтанной арматуры на прочность и герметичность последних.
Из приведенных данных следует, что аномально высокие пластовые давле-ния, высокие температуры, высокое содержание сероводорода и диоксида угле-рода в газовой фазе, жесткие экологические требования явились определяющими факторами при выборе конструкции скважины, материального исполнения обо-рудования и его конструктивных особенностей, схемы и технологии заканчива-ния скважин.
Клапаны типа КЦМ и КЦМ1 предназначены для сообщения и разобщения затрубного пространства с внутренней полостью подъемных труб при проведе-нии различных технологических операций с целью освоения и эксплуатации скважин.
Клапаны с малым условным диаметром перепускных отверстий служат для аэрации столба жидкости в скважине при освоении.
Клапаны типа КЦГ и КЦП служат для сообщения затрубного пространства с полостью подъемных труб в аварийных случаях с целью глушения скважины.
Условное обозначение циркуляционных клапанов: К — клапан, Ц — цир-куляционный, Г — с гидравлическим управлением, М — с механическим управ-лением, 1 — номер модели, цифры после букв — диаметр проходного отверстия (мм) — для КЦГ и КЦМ и условный диаметр колонны подъемных труб — для КЦП и КЦМ1, цифра после знака дроби — диаметр перепускных отверстий кла-пана (мм), следующие цифры — рабочее давление. Например: КМ-72/7-350, КЦГ1-89-35К1.
Клапаны типа КЦМ и КЦМ1 состоят из скользящей гильзы с перепускными отверстиями и двумя расточками для плашек, толкателя циркуляционного клапа-на, управляемого канатной техникой. Гильза герметизирована в корпусе двумя уплотнениями и фиксируется в нем в двух положениях: «открыто» и «закрыто» при помощи фиксатора и двух расточек. Толкатель, упираясь в бурт расточки, перемещает гильзу до совпадения перепускных отверстий в гильзе и корпусе, со-общая при этом затрубное пространство с полостью подъемных труб. Клапан за-крывается толкателем с противоположной стороны гильзы.
Клапан типа КЦГ (рис.1.9) состоит из дифференциального золотника и втулки, установленных на стволе. При создании давления внутри труб и затруб-ного пространства по стволу перемещается: в первом случае втулка, во втором — дифференциальный золотник, срезая винты и открывая перепускные отверстия.
Клапан типа КЦП состоит из корпуса с радиальным гнездом для мембраны. Мембрана установлена между опорным и нажимным кольцами.
Клапан открывается после прорыва мембраны под действием давления в затрубном пространстве или полости подъемных труб. При воздействии наруж-ного давления мембрана срезается по контуру проходного отверстия опорного кольца, а при воздействии внутреннего давления — по контуру проходного от-верстия нажимного кольца. Нажимное кольцо — сменное, с проходным отверсти-ем различных диаметров, что позволяет настраивать клапан на различное внут-реннее давление открытия. В комплект поставки клапанов входят клапан в сборе и запасные части.

1.2.5. Клапаны ингибиторные
 Предназначены для подачи ингибиторов разного назначения из затрубного пространства в полость подъемных труб в процессе эксплуатации скважины.
Клапаны типа КИНГ применяются в комплексах КПГ, типа КИНГС и КИНГС1, соответственно, первый — в комплексах КПГ, КСГ, КУСА, второй — в комплексах КУСА, КОУК, КПП, КПГ2, КСГ и КСГ1.
Условное обозначение ингибиторных клапанов: К — клапан, И — ингиби-торный, Н — наружного действия, Г — с гидравлическим управлением, С — съемный, 1 — номер модели, цифры после букв — диаметр проходного отвер-стия (мм) — для КИНГ и условный диаметр клапана — для КИНГС и КИНГС 1, следующие цифры — рабочее давление. Например: КИНГ-75-35ОК1, КИНГС1-25-35КЗ.
В клапанах типа КИНГ (рис.1.10) ингибитор поступает из затрубного про-странства через фильтр и клапан, образуемый седлом 7, шариком 6 и пружиной. Давление открытия клапана регулируется усилием пружины за счет необходимо-го числа съемных регулировочных шайб.
Клапан, образуемый седлом 3 и шариком 2, перепускает ингибитор внутрь подъемных труб, не препятствует препятствует обратному перетоку в случае, если не происходит подача ингиби-тора.
Клапаны типа КИНГС и КИНГС 1 при помощи спускного инструмента ка-натной техникой устанавливаются в скважинных камерах и фиксируются в кар-мане камеры. Извлечение клапанов проводится канатной техникой при помощи цангового инструмента. Клапаны в кармане камеры герметизируются двумя наборами манжет.

1.2.6. Клапаны – отсекатели
Предназначены для перекрытия подъемных труб фонтанирующих нефтя-ных и газовых скважин: клапан типа КАУ — при разгерметизации устья или по сигналу со станции управления СУ1-35, СУЭ-35 или СУЗ-35, клапан типа КА — при увеличении дебита скважин выше заданного 4, с.43.
Условное обозначение клапана-отсекателя: К — клапан, А — отсекатель, У — управляемый с устья, без буквы У — автоматический, цифра 1 или буква М — обозначение модели, первое число — условный диаметр колонны подъемных труб для КАУ и условный диаметр клапана — для КА, второе число — рабочее давление. Например: KA-68-35K1 и КАУ-89-70.
Клапан-отсекатель типа КАУ в открытом виде (рис.1.11, а) с замком 13К, присоединенным к муфте, спускается в скважину после выхода на заданный ре-жим эксплуатации. Замок, соединенный со спускным инструментом при помощи канатной техники, фиксирует клапан-отсекатель в посадочном ниппеле. Уплотне-ние клапана в ниппеле осуществляется манжетами.
Запорным органом клапана-отсекателя КАУ-89-35 служит хлопушка, уста-новленная на оси, закрепленной в кожухе. При создании давления через трубку управления в канале а поршень с толкателем перемещается по цилиндру вниз, размыкая контакт между упором переводника и втулкой, в результате чего вы-равнивается давление в полостях над и под хлопушкой. Затем толкатель откры-вает хлопушку и, входя в кольцо, изолирует рабочие поверхности хлопушки и седла от воздействия потока. Перемещение поршня ограничивается упором тол-кателя в корпус седла. Как только давление в трубке управления будет сброшено, поршень под действием пружины 5 (рис.1.11, а) возвратится в верхнее положе-ние, и толкатель освободит хлопушку, которая захлопнется.
В клапане КАУ-73-50 (рис.1.11, б) запорным органом служит шар, присо-единенный к седлу двумя плечами. При перемещении поршня совместно с седлом шар поворачивается, поскольку он связан штифтами с неподвижным кожухом. Ход поршня ограничивается упором толкателя в корпусе седла.
Клапаны-отсекатели типа КАУ1 (рис.1.11, в) применяются с замками типа ЗНЦВБ, не имеющими на корпусе уплотнений, и спускаются в скважину в откры-том положении. Открытое положение тарелки обеспечивается штоком спускного инструмента. На ниппеле клапана-отсекателя имеются два уплотнения, которые в посадочном ниппеле образуют герметичную камеру для подвода рабочего агента через трубку управления в надпоршневую полость клапана через отверстие а.
Процесс открытия и закрытия клапана-отсекателя типа КАУ1 при создании давления в трубку управления аналогичен открытию и закрытию клапана-отсекателя типа КАУ-89-35.
Клапан-отсекатель с замком извлекается из скважины инструментом подъ-ема замка с вилкой и штоком в сборе при помощи канатной техники.
Клапаны-отсекатели типов КАУ-89-70, КАУ-114-70 также применяются с замками типа ЗНЦВБ.
Клапаны-отсекатели типов КАУ-89-70 и КАУ-89-70К2 отличаются от вы-шеописанных наличием третьего уплотнения на переводнике и отверстия, связан-ного через посадочный ниппель второй импульсной трубкой со станцией управ-ления на поверхности.
Уплотнения образуют в посадочном ниппеле две герметичные полости. В первую полость, связанную с трубкой управления, подается рабочий агент через отверстие в клапане-отсекателе для его открытия. Из второй полости через вто-рую импульсную трубку и отверстие можно принудительно закрыть клапан с по-верхности земли, создавая давление под поршнем клапана-отсекателя. При от-крытии клапана-отсекателя через вторую импульсную трубку осуществляется разрядка подпоршневой полости.
Выравнивание давления при открытии клапана-отсекателя происходит че-рез отверстие при движении поршня вниз и открытии уравнительного клапана, образованного верхним упором и толкателем.
По окончании выравнивания давления доступ среды через отверстие пре-кращается при упоре ниппеля толкателя в нижний упор.
Клапан-отсекатель спускается в скважину и извлекается из нее только при открытом положении шара. Открытое положение клапана при спуске и подъеме обеспечивается соответственно подъемным или спускным инструментом со што-ками в сборе.
Клапан-отсекатель типа КА (рис.1.11, в) спускается в скважину вместе с уравнительным клапаном КУМ и замком 13К, при помощи которого он фикси-руется и уплотняется в посадочном ниппеле. В цилиндре клапана установлен поршень, подпираемый пружиной, сила сжатия которой регулируется кольцами. На конце поршня смонтированы сменный дроссель и седло, связанное плечом с шаром. Шар в цилиндре установлен на эксцентричных штифтах, входящих в па-зы а (рис.1.11, в). При увеличении расхода через дроссель выше заданного пор-шень с шаром перемещается вверх, сжимая пружину. Благодаря кинематической связи седла, шара и цилиндра шар поворачивается и закрывает проход клапана.
Клапан открывается за счет усилия пружины после выравнивания давления над и под шаром при помощи клапана КУМ.


Размер файла: 16,4 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Скважинное оборудование для эксплуатации в скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!