1852

Модернизация системы предотвращения выбросов при добыче нефти и газа клапана-отсекателя КАУ-89-350.-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 172181
Дата закачки: 05 Августа 2016
Продавец: leha.nakonechnyy.2016@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Модернизация системы предотвращения выбросов при добыче нефти и газа клапана-отсекателя КАУ-89-350.-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
В данном дипломном проекте рассматриваются варианты модернизации системы предотвращения выбросов при добыче нефти и газа. а именно: клапана-отсекателя КАУ-89-350.
Данная модернизация имеет два направления:
 замена стандартного быстроизнашивающегося шевронного уплотнения клапана-отсекателя и замка для него на конструкцию с большим ресурсом и повышенной надежностью работы;
 Расширение функциональных возможностей клапана-отсекателя. Разработка такой конструкции, при которой путем замены и перестановки деталей подвижных частей, клапан можно будет использовать как гидравлически управляемым, так и автоматическим механическим, реагируемым на поток нефти или газа.
По мнению автора это позволит увеличить межремонтный период данного оборудования и уменьшить время простоя оборудования и скважины, что, в свою очередь, позволит сэкономить денежные средства нефтегазавой компании.
Комплексы типов КУСА и КОУК предназначены для эксплуа¬тации индивидуальных и групповых нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и состоят из наземного и скважинного оборудования.
В составе скважинного оборудования в комплексах преду¬смотрен клапан-отсекатель. Управление клапана-отсекателя осуществляется с поверхности земли при помощи станций управ¬ления, входящих в состав наземного оборудования комплексов.
Перекрытие ствола скважины клапаном-отсекателем проис¬ходит автоматически при повышении или понижении давления в выкидной линии фонтанной арматуры за установленные пре¬делы; мри пожаре, когда температура на устье достигает 70°С или более, и при нарушении герметичности обвязки скважины со станцией управления.
Открытие клапана-отсекателя проводится принудительно со станции управления. [2]

3.1 Наземное оборудование комплексов типов КУСА и КОУК

В состав наземного оборудования комплексов входит фон¬танная арматура по ГОСТ 13846—84 требуемого прохода и рабочего давления с уплотнительным устройством для ввода в скважину трубки управления.
Станция управления обвязывается с трубкой управления, пилотными клапанами и электроконтактным манометром, уста¬новленными на выкидной линии фонтанной арматуры.
Линии обвязки оснащаются температурными предохрани¬телями, распределителями, необходимыми в случае обвязки куста скважин с одной станцией управления, и необходимым числом вентилей. [3]
В зависимости от источника питания станций управления наземное оборудование компонуется по трем схемам (рисунок 1).
На рисунке 1, а приведена схема наземного оборудования комплекса КУСА со станцией управления СУ-1 пневмогидравлического типа, где пневмопитанне осуществляется от аккумулятора, входящего в состав станции.




Рисунок 1 - Схемы наземного оборудования комплексов. Лист 1


а - КУСА; б - КОУК; в - КУСА-Э и КОУК-Э: 1 - фонтанная арматура; 2 и 3 - пилотные клапаны; 4, 7 и 9 - температурные предохранители; 5- уплотнительное устройство; 6 - вентиль; 8 и 10 - распределители; 11 - сигнальная линия. 12 - трубка управления; 13 - станция управления пневмогидравлического типа СУ-1; 14 - фильтр очистки газа; 15 - линия питания газом, 16 - станция управления пневмогидравлического типа СУ-3; 17 - электороконтактный манометр; 18 - станция управления электрического типа СУ-Э.

Рисунок 1, лист 2

Станция управления сигнальной линией соединена с двумя пилотными клапанами 2 и 3 типа КП, установленными на выкидной линии фонтанной арматуры после дросселя. Один из пилотных клапанов настраивается на верхний предел допустимого давления на выкиде, второй на нижний (рисунок 2). [2]
В случае отклонения давления на выкиде фонтанной арматуры от заданных пределов, срабатывает один из клапанов и сигнал по сигнальной линии поступает на исполнительный механизм станции, в результате чего снижается до нуля давление в трубке управлении, соединенной с клапаном отсекателем типа КАУ в скважине, и последний перекрывает доступ продукции к устью скважины.


а – Направляющий распределитель КП-35-0,6: 1 – крышка; 2, 5, 12 – гайки; 3 – кожух; 4, 6 – втулки; 7 – указатель; 8, 10, 20 – пружины; 9 – цилиндр; 11 – толкатель; 13 – корпус; 14 – поршень; 15 – клапан; 16 – накидная гайка; 17, 19, 25 – ниппели; 18 – ввертный проходник; 21 – наконечник; 22 – переводник; 23, 28 – уплотнительные кольца; 24 – седло; 26 – колпак; 27 – винт; 29 – штифт.
б – Направляющий распределитель КП-35-40: 1, 4 – корпуса; 2 – уплотнительное кольцо; 3 – клапан; 5, 9 – пружины; 6, 8 – шайбы; 7 – винт; 10 – переходник; 11 – шток; 12 – шарик.

Рисунок 2 – Направляющие распределители
Трубка управления с устья вводится герметично в скважину через уплотнительное устройство (рисунок 3).



а – в рабочем положении с трубкой управления; б – трубка управления в процессе выталкивания с последующим глушением канала: 1 – грундбукса; 2 – шайба; 3 – корпус; 4 – сальниковая набивка; 5 – опорная шайба; 6 – пружинная шайба.

Рисунок 3 – Уплотнительное устройство

Клапан-отсекатель также закроется в случае пожара, когда расплавятся температурные предохранители 4, 7 и 9 (рисунок 1) и давление в сигнальной линии и трубке управления снизится (рисунок 4). [3]
На сигнальной линии и трубке управления установлены распределители 8 и 10 (рисунок 1), к которым могут быть подсоединены остальные скважины куста. При нарушении режима работы одной из скважин закрываются клапаны-отсекатели всех скважин куста. Закрытие клапана-отсекателя может быть осуществлено принудительно со станции управления или из диспетчерского пункта промысловой телемеханики.


1 – ниппель; 2 – накидная гайка; 3 – тройник; 4 – корпус; 5 – гайка; 6 – сплав Вуда.

Рисунок 4 – Температурный предохранитель

Схема комплекса КОУК со станцией управления СУ-1 или СУ-3 пневмогидравлического типа приведена на рисунке 1, б. Пневмопитание станции в этом комплексе осуществляется газом скважины, который проходит очистку и частичную сепарацию в специальном фильтре типа ФОГ, установленном на выкидной линии фонтанной арматуры.
Станция управления типа СУ-3 в отличие от СУ-1 состоит из нескольких блоков: одного пневмогидравлического и нескольких гидравлических блоков, число которых равно числу обслуживаемых скважин, которых может быть до шести.
В районах, где имеется источник электропитания переменного тока напряжением 380 В и частотой 50 Гц применяются комплексы КУСА-Э и КОУК-Э (рисунок 1, в) со станцией управления СУ-Э электрогидравлического типа.
Станция управления связана с электроконтактным манометром 17, (рисунок 1) монтируемым на выкиде фонтанной арматуры. На манометре устанавливаются верхний и нижний пределы давлений, отклонение от которых дает сигнал на станцию управления для разрядки трубки управления, в результате чего в скважине закрывается клапан-отсекатель.
При отсутствии электроэнергии сигнал на станцию управления поступает от пилотных клапанов или температурных предохранителей, как описано в предыдущих схемах. [3]

3.2 Скважинное оборудование комплексов типов КУСА и КОУК

В зависимости от условий работы и необходимых технологических операций в процессе освоения и эксплуатации скважин, скважинное оборудование комплексов КУСА и КОУК отличается как составом, так и конструкцией отдельных составных частей.
Для скважинного оборудования комплексов рабочей средой является нефть, природный газ, газоконденсат, пластовая вода с содержанием механических примесей до 0,1 г/л с агрессивными компонентами или без них. [2]
В зависимости от необходимых технологических операций скважинное оборудование компонуется по шести схемам (рисунок 5):
- схему 1 применяют в скважинах, в которых температура среды не превышает 353К, в составе добываемой продукции отсутствуют агрессивные компоненты, а также не требуется ремонт скважинного оборудования;
- схему 2 применяют в скважинах, в которых температура среды ие превышает 393К, в составе добываемой продукции отсутствуют агрессивные компоненты, а также не требуется частый ремонт скважинного оборудования;
- схему 3 применяют в скважинах, в которых температура среды не превышает 353К, в составе добываемой продукции отсутствуют агрессивные компоненты, а также при необходимости частого ремонта скважинного оборудования;
- схему 4 применяют в скважинах, в которых температура среды не превышает 353К, при наличии в составе добываемой продукции агрессивных компонентов, а также когда не требуется частый ремонт скважинного оборудования;
- схему 5 применяют в скважина в которых температура среды не превышает 393К, в составе добываемой продукции присутствуют агрессивные компоненты, а также при необходимости частого ремонта скважинного оборудования;
- схему 6 применяют в скважинах, в которых температура среды не превышает 393К, при наличии в составе добываемой продукции агрессивных компонентов, а также при необходимости частого ремонта скважинного оборудования.
После проверки герметичности скважинного оборудования и сбрасывания с устья шарика или приемного клапана для перекрытия нижней части скважинного оборудования производится посадка пакера гидравлическим способом. [3]
Для компенсации изменения длины колонны насосно-компрессорных труб, возникающего от колебания скважиннои температуры, предусмотрено телескопическое соединение.
Освоение и глушение скважины осуществляется через циркуляционные клапаны типа КЦМ механического действия, а глушение скважины в аварийной ситуации через циркуляционный клапан типа КЦГ гидравлического действия, срабатывающий при расчетных давлениях, создаваемых как внутри насосно-компрессорных труб, так и снаружи.
Для подачи в скважину ингибиторов разного назначения предусмотрен ингибиторный клапан.
Разъединитель колонны предназначен для отсоединения (и повторного соединения) лифтовых труб от пакера в случае разгерметизации узлов комплекса и колонны насосно-компрессорных труб, находящихся выше пакера. Управление разъединителем колонны с помощью инструментов канатной техники. [4]

1 – трубка управления; 2 – ниппель для клапана-отсекателя; 3 – клапан-отсекатель с замком; 4 – циркуляционный клапан для освоения; 5 – телесопическое соединение; 6 – циркуляционный клапан аварийного глушения; 7 – скважинная камера; 8 – ингибиторный клапан; 9 – циркуляционный клапан; 10 – разъединитель колонн; 11 – пакер с якорем; 12 – ниппель для приемного клапана; 13 – башмачный клапан.

Рисунок 5 – Схемы компоновок скважинного оборудования
3.3 Принцип работы комплексов КУСА и КОУК

Скважинное оборудование комплексов, собранное но одной из схем (рисунок 5), с предохранительной гильзой в посадочном ниппеле спускается в скважину на подъемных трубах совместно с трубкой управления. Трубка управления соединена с посадочным ниппелем и крепится к подъемной трубе при помощи хомутов.
После проверки герметичности соединений трубки устье скважины обвязывается фонтанной арматурой соответствующего прохода и давления. Трубка выходит на поверхность через уплотнительное устройство катушки фонтанной арматуры и обвязывается со станцией управления. Проводится замещение раствора в скважине на воду через башмак и посадка пакера.
Посадка пакера проводится гидравлическим путем с использованием срезного клапана или приемного клапана. Приемный клапан либо сбрасывается с устья, либо инструментами канатной техники устанавливается в ниппеле 2 (рисунок 5). Из посадочного ниппеля при помощи инструментов канатной техники извлекается предохранительная гильза.
При необходимости (отсутствие притока) через циркуляционный клапан 4 (рисунок 5) проводится аэрация жидкости в скважине. После закрытия клапана открывается циркуляционный клапан 6 (рисунок 5) и процесс замещения проводится через него. Этот клапан в последующем используется для промывки, а также глушения скважины. [3]
Циркуляционные клапаны 4 и 6 (рисунок 5) открываются и закрываются инструментами канатной техники.
При оборудовании по схеме 4-6 перед освоением инструментами канатной техники из скважинной камеры (на расчетной глубине) извлекается глухая пробка и устанавливается циркуляционный клапан 17 (рисунок 5).
При оборудовании по схеме 3 колонна подъемных труб спускается и крепится в обсадной колонне при помощи стационарного разобщителя и пространство ниже разобщителя разряжается через циркуляционный клапан 7 (рисунок 5).
Телескопическое соединение позволяет замещать жидкость через затрубное пространство или подъемные трубы до посадки соединительного устройства стационарного разобщителя 10 (рисунок 5) в корпус разобщителя.
Корпус стационарного разобщителя спускается в скважину вместе с эксплуатационной колонной труб. Соединительное устройство разобщителя спускается в скважину вместе с колонной подъемных труб. По окончании освоения скважины за счет хода телескопического соединения соединительное устройство устанавливается в корпусе.
После выхода скважины на заданный режим эксплуатации инструментами канатной техники с установки типа ЛСГ1-131 через герметизированное устье скважины закрываются циркуляционные клапаны, из посадочного ниппеля извлекается предохранительная гильза и устанавливается клапан-отсекатель.
После установки клапана-отсекателя включается в работу станция управления и создается давление в трубке управления, удерживающее клапан-отсекатель в открытом виде.
В процессе эксплуатации дозировка различных ингибиторов и подача их в подъемные трубы выполняется посредством ингибиторных клапанов 8.
Закрытие клапана-отсекателя при работе в автоматическом режиме происходит в следующих случаях:
- при повышении или понижении давления в выкидной линии фонтанной арматуры за установленные пределы, вследствие чего срабатывают пилотные клапаны или поступает сигнал от электроконтактного манометра;
- при повышении температуры на устье до70° С или более, когда давление в трубке управления падает в результате ее разгерметизации плавкими предохранителями;
- при нарушении герметичности обвязки скважины со станцией управления.
При местном управлении закрытие клапана-отсекателя про¬водится принудительно со станции управления путем нажатия кнопки «Стоп». При дистанционном управлении клапан-отсекатель закрывается путем подачи сигнала с диспетчерского пункта промысловой телемеханики. [2]
Краткая техническая характеристика комплекса типа КУСА приводится соответственно в таблице 1.

Таблица 1 – Техническая характеристика комплекса КУСА-89-350
Показатели КУСА-89-350-136-1
Условный диаметр колонны подъемных труб по ГОСТ 633-80, мм 89
Рабочее давление, Мпа 35
кроме пакера, мм 136
Диаметр проходного отверстия, мм:
Клапана-отсекателя 35
Ниппеля для клапана-отсекателя 70
Разъединителя колонн 65
Циркуляционных клапанов типа КЦМ 72
телескопического соединения 75
Циркуляционного клапана типа КЦГ 75
Пакера (без срезного клапана) 76
Ингибиторного клапана 76
Ниппеля приемного клапана 56
Глубина установки клапана-отсекателя (от уровня земли или дна моря), м, не более 200
Наибольшая глубина спуска скважинного оборудования, м. 3500
Длина скважинного оборудования (без подъемных труб в зависимости от схемы), мм.:
- Максимальная 8679
- Минимальная 5584

4 Скважинные клапаны-отсекатели

Скважинные клапаны-отсекатели служат для перекрытия прохода колонны подъемных труб при нарушении заданного режима работы скважины, пожаре на устье скважины и разгерметизации устьевого оборудования.
Клапаны-отсекатели вместе с замками при помощи набора инструментов канатной техники спускаются в скважину, устанавливаются в посадочном ниппеле, спущенном в скважину в составе колонны подъемных труб, и фиксируются в нем при помощи замка. При нормальном режиме работы скважины клапаны-отсекатели находятся в открытом положении и автоматически закрываются в случаях, указанных выше. [1]
Клапаны-отсекатели, применяемые в комплексах КУСА, КОУК, КПГ, КПП, КСГ, 1КСГ, имеют тарельчатый или шаровой запорный орган для перекрытия потока продукции в подъемных трубах.
Клапаны-отсекатели с тарельчатым запорным органом в качестве запорного элемента имеют тарелку (хлопушку), установленную на оси в кожухе клапана и прижимаемую к седлу клапана пружиной кручения.
Тарельчатый запорный орган имеют клапаны типов КАУ-89-350, применяемые в комплексах типов КУСА и КАУ1-89-70, КАУ1-89-70К2 и КАУ1-114-70, и также КОУК.
Клапан КАУ-89-350 (рисунок 6, а) спускается в скважину вместе с замком типа 13К или ЗНЦВ при помощи набора инструментов канатной техники, имеющего в своем составе спускной инструмент типа ИС со штоком в сборе.
Спускной инструмент устанавливается внутри ловильной шейки замка на срезных винтах, и шток инструмента отжимает тарелку клапана, открывая его. [4]
а - КАУ-89-350; б - КАУ1-89-70; КАУ1-89-70КЗ и КАУ-114-70: 1 - муфта; 2 и 3 - уплотнения; 4 – ниппель; 5 и 11 - цилиндры, 6 - поршень; 7 - пружина; 8 – упор; 9 и 18 - кольца; 10 - толкатели; 12 - корпус седла; 13 - седло; 14 - пружина кручения; 15 – ось; 16 - тарелка клапана; 17 – кожух.

Рисунок 6 - Клапаны-отсекатели с тарельчатым запорным органом
После установки клапана и фиксации его замком в посадочном ниппеле при извлечении спускного инструмента клапан закрывается.
Уплотнения клапана-отсекателя и замка в посадочном ниппеле образуют герметичную камеру у отверстия ниппеля, к которому через трубку управления со станции управления подводится рабочий агент (рисунок 7).
При подаче рабочего агента через трубку управления под давлением он поступает через отверстие «а» клапана-отсекателя под поршень. Поршень перемешается вниз, сжимая пружину, и открывает уравнительный клапан, образованный толкателем и упором, и скважинная среда через отверстие «б» поступает в клапан.
Тарелка клапана открывается толкателем при дальнейшем движении поршня вниз после выравнивания давления над и под тарелкой. Далее, толкатель входит в кожух и уплотняется кольцом 18. В результате этого открывается доступ скважинной среде через отверстие «б».
Клапан-отсекатель закрывается при снятии давления в трубке управления и возвращении поршня с толкателем вверх под воздействием пружины. При ходе толкателя вверх тарелка клапана освобождается и захлопывается под воздействием пружины 14.
Клапан-отсекатель с замком извлекается также посредством набора инструментов канатной техники, имеющего в составе инструмент подъема замка типа ИПЗ со штоком в сборе.
Клапан-отсекатель извлекается после того, как его тарелка откроется и будет удерживаться в открытом положении штоком инструмента подъема замка. [2]
Клапаны-отсекатели с шаровым запорным органом типов КАУ-73-500, КАУ-89-50К2, КАУ-М-114-70, КАУ-114-35K3, КАУ-89-70, КАУ-89-70К2 (рисунок 8) и клапаны-отсекатели типа КА (рисунок 9) в качестве запорного органа имеют шар, связанный со своим седлом двумя плечами, а с кожухом клапана - эксцентрично расположенными штифтами.


1 – муфта; 2 – манжета; 3 – поршень; 4 – цилиндр; 5 – пружина; 6 – переводник; 7 – втулка; 8 – толкатель; 9 – пружина; 10 – хлопушка.

Рисунок 7 – Установка клапана-отсекателя КАУ-89-350 в колонне НКТ
В результате такой кинематической связи при движении седла вверх или вниз шар поворачивается, и клапан открывается или закрывается.
Клапаны-отсекатели КАУ-89-70, КАУ-89-70К2, КАУ-89-50К2, КАУ-М-114-70 и КАУ-114-35K3 применяются в комплексах типа КОУК.
Открытый клапан-отсекатель вместе с замком типа ЗНЦВБ спускается в скважину и устанавливается в посадочном ниппеле при помощи набора инструментов канатной техники со спускным инструментом типов ИС, собранным вместе со штоком (для всех, кроме КАУ-114-35K3), и 2ИС также со штоком в сборе (для КАУ-114-35K3).
Клапаны-отсекатели КАУ-89-50К2, КАУ-М-114-70 и КАУ-114-35КЗ (рисунок 8, а) имеют на ниппеле 2 два уплотнения и 3 и 4, которые в посадочном ниппеле образуют герметичную камеру для ввода рабочего агента через трубку управления в надпоршневую полость клапана через отверстия «а».
Под действием давления рабочего агента поршень с толкателем перемещается вниз и открывает уравнительный клапан, образованный верхним упором и толкателем, и скважинная среда поступает через отверстие «в» в полость над шаром. По окончании выравнивания давления толкатель прижимается к нижнему упору, перекрывая доступ среды в клапан через отверстие «в».
Для обеспечения необходимого при выравнивании свободного хода толкатель и седло клапана связаны винтом 15, перемещающимся в пазе толкателя. Шар клапана связан с седлом двумя плечами, а с кожухом - эксцентрично расположенными штифтами и прижимается к седлу пружиной 12. Благодаря такой конструкции, при дальнейшем ходе поршня вниз совместно с седлом шар поворачивается и открывает проход клапана. Закрытие клапана происходит под воздействием пружины 8 и давления скважинной среды, поступающей через отверстие «б» под поршень, при снятии давления в трубке управления.
При этом поршень движется вверх, шар поворачивается в обратном направлении и закрывается клапан. Уравнительный клапан при этом перекрывает доступ скважинной среде в клапан через отверстие «в».
Клапаны-отсекатели КАУ-89-70 и КАУ-89-70К2 (рисунок 8, б) отличаются наличием третьего уплотнения 7 и отверстия «б», связанного через посадочный ниппель второй трубкой управления со станцией управления комплекса на поверхности земли.
Уплотнения 3, 4 и 7 образуют в посадочном ниппеле две герметичные полости. В первую, связанную с трубкой управления, подается рабочий агент через отверстие «а» в клапане-отсекателе для его открытия.
Посредством второй полости через вторую трубку управления и отверстие «б» можно принудительно закрыть клапан с поверхности земли, повысив давление под поршнем клапана-отсекателя. При открытии клапана-отсекателя через вторую трубку управления проводится разрядка подпоршневой полости.
Выравнивание давления при открытии клапана-отсекателя происходит через отверстие «в» при движении поршня вниз и открытии уравнительного клапана, образованного верхним упором и толкателем.
По окончании выравнивания давления доступ среды через отверстие «в» прекращается при упоре ниппеля толкателя в нижний упор 14.
Клапаны-отсекатели извлекаются при помощи набора инструментов канатной техники с инструментом подъема замка типа ИПЗ.
Клапан-отсекатель КАУ-73-500 (рисунок 8, в) имеет одно уплотнение 3 и применяется в комплексах КУСА с замками типов I3K или ЗНЦВ.
Как и в клапане-отсекателе КАУ-89-35, в клапане КАУ-73-500 герметизация камеры у отверстия ниппеля, к которому подводится трубка управления, осуществляется уплотнением клапана и уплотнением замка.

а – КАУ-М-114-70; КАУ-114-35К3 и КАУ-89-50К2; б – КАУ-89-70К2; в – КАУ-73-500: 1 – муфта; 2 – ниппель; 3, 4 и 7 – уплотнения; 5 и 11 – цилиндры; 6 – поршень; 8 и 22 – пружины; 9 – верхний упор; 10 и 12 – кольца; 13 – толкатель; 14 – нижний упор; 15 – винт; 16 – седло; 17 – кожух; 18 – шар; 19 – плечо; 20 – штифт; 21 – втулка; 23 – наконечник.

Рисунок 8 – Клапаны-отсекатели с шаровым запорным органом.
Клапан-отсекатель типа КА автоматического типа, перекрытие колонны подъемных труб газовых скважин клапаном осуществляется при
увеличении дебита скважины выше заданного предела.
Клапан применяется в комплексах газового оборудования типов КПГ. КПП, КСГ и 1КСГ.
В корпусе клапана (рисунок 9) установлен шток, подпираемый пружиной, сила которой регулируется кольцами. На конце штока расположены сменный дроссель и седло, связанное плечами с шаром. Шар в корпусе смонтирован на эксцентричных штифтах.
Клапан-отсекатель спускают в скважину вместе с уравнительным клапаном типа КУМ1 и замком типов 13К, ЗНЦВ или ЗНЦВ1 после вывода скважины на заданный режим эксплуатации.
Спуск и посадка клапана-отсекателя в посадочном ниппеле производятся спускным инструментом типа ИС при помощи набора инструментов канатной техники, а извлечение - инструментом подъема замка типа ИПЗ из того же комплекта.
При увеличении расхода через дроссель выше заданного предела шток с седлом и шаром стремятся переместиться вверх, сжимая пружину. Благодаря кинематической связи седла, шара и корпуса, шар поворачивается и закрывает проход клапана. В закрытом виде герметичность клапана обеспечивается давлением среды на шар и силой пружины.
Клапан открывается после выравнивания давления над шаром и под ним при помощи уравнительного клапана типа КУМ1. За счет усилия пружины шток с седлом и шаром стремятся переместиться вниз, в результате чего шар поворачивается и открывает проход отсекателя.
Настройка клапана на заданный режим выполняется посредством сменных дросселей и колец. [2]




Комментарии: В результате проделанного патентно-информационного анализа были сформулированы следующие технические решения:
 Использование нового манжетного узла по патенту №24866 для замены стандартных шеронных манжет клапана-отсекателя КАУ-89-350 и замка для него 1ЗК-70-350;
 Расширение функцональных возможностей гидравлически управляемого клапана-отсекателя благодаря внедрению конструкции, разработанной в патенте №2293839.

10.1 Замена шевронного уплотнения

Новый уплотнительный узел (рисунок 18) будет состоять из набора шевронов из разных материалов: фторопласта ф4, фторопласта ф4к20 и капролона.

1 – шевроны из ф4к20; 2 – шевроны из ф4; 3 – шевроны из капролона.

Рисунок 19 – Шевронное уплотнение
Крайние манжеты 1 изготавливаются из фторопласта марки Ф4К20 (ТУ 6-05-1413-76 добавка 20% кокса).
Материал Ф4К20 по сравнению с фторопластом-4 имеет в 600 раз большую износостойкость и на 30% выше напряжение при 10%-ной деформации сжатия в диапазоне температур от -60 до +250оС. Материал Ф4К20 наиболее универсален по примененю. Он рекомендуется для изготовления уплотнительных изделий подвижных соединений (поршневые кольца) и изделий антифрикационного назначения. Поршневые кольца компресоров, изготавленные из Ф4К20, позволяют перевести компрессоры на работу без смазуки цилиндров, что устраняет загрязнение промышленные газы маслом. Применение композиции Ф4К20 для изготовления уплотнительных манжет ограничено вследствии относитеольно низкой его эластичности. Материал Ф4К20 пригоден для работы в условиях высокого вакуума в среде углеводородных газов, сухого воздуха, жидких углеводородов, растворителей. Композиции с графитом и углем стойки к истиранию. Эти композиции особенно пригодны как материал сухих подшипников, применяемых при низких температурах.
Промежуточные манжеты 2 изготавливаются из фторопласта марки ф4 (ТУ-6-05-810-88).
Фторопласт Ф-4 отличается высокой химической стойкостью, инертностью, а также малой пористостью, отличными электрическими и механическими свойствами. Хорошая механическая прочность фторопласта сохраняется в области температур от -190°С до +250°С. Стоек к минеральным и органическим кислотам, щелочам, органическим растворителям, окислителям даже при повышенных температурах
Изделия из фторопласта могут подвергаться фрезеровке, шлифованию, сверлению и точению исключая снижение качественных свойств материала. Композиции из фторопласта, как и сам материал, обладают исключительной стойкостью к гидролизу, к сорбции веществ, к окислению и нарастанию на его поверхности отложений различного вида. Он не растворим в воде, и плохо растворим или не растворим в большинстве органических растворителей.
Фторопласт не поддерживает горение. Также он обладает высокими антифрикционными свойствами, что позволяет изделиям из фторопласта работать без смазки. Материал характеризует чрезвычайно низкий для конструкционных материалов коэффициент трения (до 0,02).
В обычных условиях фторопласты как класс материалов проявляют исключительную стойкость к старению, в связи с чем многие производители заявляют гарантированный срок сохранения их качественных характеристик до 20 лет.
Средние опорные манжеты 3 изготавливаются из Капролона (ПА-6 ТУ 6-05-988-87).
Капролон (полиамид-6, ПА-6) - полимер, предназначен для изготовления механической обработкой изделий конструкционного и антифрикционного назначения. Свыше 30 лет применяется в машиностроении, судостроении, энергетике, в химической, нефтяной и целлюлозно-бумажной промышленностях.
Устойчив к воздействию углеводородов, масел, спиртов, кетонов, эфиров, щелочей, и слабых кислот. Химически стоек, нетоксичен, используется в оборудовании для пищевой промышленности.
Капролон имеет низкий коэффициент трения в паре с любыми металлами, хорошо и быстро прирабатывается, в 6 – 7 раз легче бронзы и стали, взамен которых он устанавливается. Изделия из капролона в 2 раза снижают износ пар трения, повышая их ресурс. Не подвержен коррозии.
Поджимные кольца манжет и распорню втулку между ними проектируем из стали 09Г2С (ГОСТ 19281-89) по диаметральным размерам стандартного уплотнительного узла, изменяя лишь угол конуса и высоту, так как проектируемое шевронное уплотнение имеет W-образную форму, что улучшает ее уплотнительные свойства.
Все чертежи детали которые требуется изготовить для данного узла представлены на листе 8 графического материала дипломного проекта.
Таким образом, данное спроектированное манжетное уплотнение благодаря использованию в комплекте шевронов из разных материалов, причем опорные манжеты из капролона располагаются в центре узла, а более эластичные разновидности фторопласта составляют крайние и промежуточные шевроны, позволит увеличить срок службы уплотнительного узла по сравнению со стандартными манжетами из резиноткани (ГОСТ 22704-77) в 2-3 раза [8]. Оригинальная W-образная форма эластичность крайних шевронов из фторопласта ф4к20 облегчит установку клапана-отсекателя и замка в полированные поверхности посадочного ниппеля, ислючая их повреждения а также будет самоуплотняться при подаче давления со станции упраления и от скважинной среды, тем самым увеличивая долговечность и надежность узла, что в свою очередь сделает реже дорогостоящие ремонты скважин.

10.2 Расширение функциональных возможностей клапана-отсекателя

Целью данного направления модернизации является создание на основе гидравлически управляемого клапана-отсекателя КАУ-89-350 такой конструкции, которая позволит его использование как гидравлически управляемого, так и автоматического механического, управляемого потоком скважинной среды (патент №2293839), что позволит значительно упростить обслуживание скважин и уменьшить потери, связанные с обслуживанием и ремонтом самих клапанов.
Так как шток клапана-отсекателя КАУ-89-350 (СФУ ИНГ ДП 130602.65-062003 02.02.000 ВО) состоит из, соединенных между собой резьбовым соединением, поршня и толкателя, то в месте их соединения путем расточки толкателя можно установить сменную профилированную втулку-дроссель (рисунок 20). При управляемом режиме втулка будет заменяться на кольцо, которое будет соответствовать размерам пояска крепления.


Рисунок 20 – крепление втулки-дросселя

Для работы в автоматическом режиме, пружину, которая удерживает поршень переставляем наоборот, в верхнюю часть, для удержания клапана в открытом состоянии (рисунок 21), так как закрытие клапана будет происходить не в результате стравливания давления над поршнем, а в результате перепада давления, создаваемым сужением проходного сечения втулки, которое будет стремиться переместить шток вверх, освобождая тарель. Но, так как длина поршня в управляемом варианте не позволит закрыть клапан из-за длины сжатой пружины, спроектируем поршень (СФУ ИНГ 130602.65-062003 04.00.004), длина которого будет обеспечивать полное освобождение тарели и седла клапана, закрывая его (рисунок 21).
Для крепления пружины и устранения заклинивания ею поршня, в верхнюю часть цилиндра устанавливаем упорное кольцо (рисунок 21)



Рисунок 21 – Конструкция клапана-отсекателя при разных режимах работы

Для исключения попадания скважинной среды в полость цилиндра клапана при работе в автоматическом режиме отверстия для гидроуправления заглушаем винтами М8×13 ГОСТ 17475-80 (рисунок 22).
При автоматическом режиме работы уплотнение поршня убирается для уменьшения силы трения и надежности срабатывания клапана.




Рисунок 22 – Конструкция клапана-отсекателя при разных режимах работы

Чертежи всех деталей, которые необходимо изготовить для модернизации, приведены на листе 8 графического материала дипломного проекта. Диаметр втулки-дросселя необходимый для закрытия клапана отсекателя при аварийном дебите скважины вычислен в пункте 11.1. Возможно создание набора втулок с разными размерами для определенных дебитов срабатывания отсекателя.
Данная модернизация позволит:
- значительно сократить ассортимент и количество используемых клапанов при обслуживании скважины;
- снизить время и стоимость обслуживания скважины в аварийной ситуации;
- снизить время обслуживания скважины при ремонтных работах.



Размер файла: 3,1 Мбайт
Фаил: (.rar)
-------------------
Обратите внимание, что преподаватели часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите, чтобы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращаем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

Скачать

Добавить в корзину

Занесено 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, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.