2498

Текст на украинском языке-Разработка подземного скважинного оборудования с модернизацией циркуляционного клапана КЦМ72/50-350-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 182892
Дата закачки: 30 Августа 2017
Продавец: nakonechnyy_lelya@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

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

Описание:
Текст на украинском языке-Разработка подземного скважинного оборудования
с модернизацией циркуляционного клапана КЦМ72/50-350-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

АННОТАЦИЯ

В данном дипломном проекте предложен ряд технических мероприятий направленных на повышение надежности и производительности работы оборудования, используемого для добычи газа.
В разделе “Информационный обзор” внимание сосредоточено на поверхностной информации о церкуляційний клапан, и подземное оборудование.
В разделе “Описание технологического оборудования” описаны основные типы подземного оборудования которое используется для добычи газа.
В разделе “Технико-экономическое обоснование” проведено обоснование целесообразности введения предложенных технических решений.
В разделе “Описание технического предложения” описано целесообразность предложенного усовершенствования.
В разделе “Расчеты трудоспособности ” проведены расчеты основного технологического оборудования.
В разделе “Ремонт ” разработан технологический процесс изготовления седла клапана.
В разделе “ Организационно-технические мероприятия ” рассмотрен комплекс работ при монтаже и обслуживании оборудования.
В разделе “Охрана труда” рассмотрен комплекс мероприятий по обеспечении безопасных условий эксплуатации оборудования.
В разделе “Охрана окружающей среды” исследовано влияние предприятий нефтегазодобывающего комплекса на окружающую среду.
В разделе “Экономические расчеты” приведен расчет годового экономического эффекта от модернизации оборудования.
ВЫВОДЫ

На основе выполненного дипломного проекта по совершенствованию подземного скважинного оборудования с целью более эффективной добычи газа.
Существуют трудности с добычей газа, имеют место недостатки, которые существенно влияют на качество и скорость добычи. Недостатки могут быть устранены путем разработки специальной схемы модернизации церкуляційного клапана.
В дипломном проекте были рассмотрены следующие вопросы:
- по результатам обзора научно-технических литературных источников проведен подбор наиболее адекватного комплекта подземного оборудования;
- расчет работоспособности основных элементов оборудования;
- рабочие чертежи наиболее важных узлов и деталей;
- разработаны мероприятия по безопасному выполнению работ в процессе эксплуатации оборудования и охраны окружающей среды с применением предложенного оборудования;
- проведен анализ экономической целесообразности применения усовершенствования.
Разработан блок обеспечивает более качественное и эффективное добычи газа.
Результаты исследований проведенных в данной работе является базой для совершенствования циркуляционных клапанов в геологоразведочных и нефтегазодобывающих предприятиях Украины.
2 ОПИСАНИЕ ТО

Некоторые виды ремонта и обслуживания нефтяных или газовых скважин в период фонтана их эксплуатации, а иногда при эксплуатации высоконапорных пластов газліфтним или насосным способом связаны с необходимостью глушения скважин растворами, утяжеляют. При этом выполняют сложные дорогие работы. Однако надо отметить, что глушение негативно сказывается на дальнейшей эксплуатации скважины из-за снижения проницаемости призабойной зоне пласта.
До глушения скважины прибегают и при аварийном (открытом) фонтануванні скважины, а также при спуске в скважину фонтана труб или другого оборудования.
При разрушениях оборудования устья, обсадных колонн, арматуры фонтана возникают открытые, неуправляемые фонтаны, то есть аварийная ситуация, ликвидация которой обычными приемами, то есть герметизацией устья и глушением, чрезвычайно сложная.
Каждый случай открытого фонтанирование скважины наносит серьезный ущерб окружающей среде, причем тем больший, чем открытое фонтанирование и чем больше дебит скважины. Открытое фонтанирование часто приводит к пожаров, несчастных случаев, до нанесения непоправимого ущерба самому нефтяной или газовой залежи.
Так, например, в результате небрежности при установке оборудования для глушения скважины на одной из эксплуатационных платформ в Северном море возник открытый фонтан, который был ликвидирован только через несколько суток. За это время на поверхность моря было выброшено более 70 тыс.м3 нефти, что нанесло серьезный ущерб окружающей среде.
Для исключения открытого фонтанирование при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время ремонтных работ скважины, способны фонтанировать, оборудовались розміщуваними в нижней части ствола скважины клапанами-відсікачами пласта для разъединения нижней фильтровой части скважины от ее верхней части.

2.1 Клапан – отсекатель

Клапан-отсекатель пласта должен позволять выполнять все необходимые в период эксплуатации скважины технологические процессы, например кислотную обработку пласта, его гидроразрыв или изменение насосного или оборудования фонтана и тому подобное Поэтому клапан-отсекатель пласта дополняется другим оборудованием и представляет систему, состоящую из нескольких устройств, главными из которых является сам клапан-отсекатель, герметизатор (пакер), якорь, удерживающий пакер на заданном уровне, канал связи для управления клапаном, собственно управления, устройство для обеспечения возможности установки и демонтажа клапана, якоря и пакера, устройство для выполнения технологических процессов и операций.
Перечисленные устройства, размещенные непосредственно над фільтровою частью скважины, эксплуатируются в условиях, определяемых особенностями эксплуатации пласта, то есть свойствами пласта жидкости или газа, их дебитом, агрессивностью среды, наличием или отсутствием абразива, температурой, давлением. В этих условиях каждый из этих устройств должен безотказно срабатывать в течение всего периода его эксплуатации в скважине, что является весьма сложным инженерным задачам.
Требования защиты окружающей среды, особенно при разработке месторождений шельфа, охрана труда и техники безопасности, сделали этот вид внутрішньосвердловинного оборудования, не смотря на его сложность и высокую стоимость, обязательным элементом оборудования нефтяных или газовых скважин фонтанов и вообще всех эксплуатационных скважин на морских и океанских шельфах.


Рисунок 2.1 - Схема оборудования скважины для предупреждения от - того фонтанирование с клапаном-отсекателем пласта.

Клапан-отсекатель пласта (рисунок 2.1) состоит из пакера 1, клапана-отсекателя 2, розєднювача 3, циркуляционного клапана 4 для аварийного глушения скважины, клапана для ввода ингибитора 5, телескопического соединения 6 для компенсации линейных деформаций, дросселя 7 для регулирования расхода жидкости пласта, приемного клапана 8.

2.2 Пакери

Пакери отличаются направлением воспринимаемого и передаваемого на эксплуатационную колонну усилия, а также способами фиксации, посадки и извлечения, а также исполнений для различных сред, размерами и конструкцией.
С клапанами-відсікачами используют пакери двух типов: невитягуваний и демонтируется. Первые, часто называемые стационарными, удаляются из ствола скважины с предыдущим розбурюванням (поэтому называются иногда розбурюваними), вторые извлекаются без разбуривания, пакери обоих типов спускаются на колонне НКТ, а иногда на канате. Розбурюваний стационарный пакер (рисунок 2.2) состоит из корпуса 12 с головкой 3, имеющей пазы 6, наружную цилиндрическую поверхность 4 и внутреннюю 2, выполненную в верхней части в виде посадочного ниппеля. На штифтах 8 установлен перевідник 1 с манжетами уплотнителей 5 и замком 7, входящий в паз чтобы избежать вращения перевідника относительно головки. Переводник соединяет пакер с колонной.

Рисунок 2.2 - Розбурюваний стационарный пакер

На нижний конец конуса навинчивают две концентрические втулки 21 и 23, которые вместе с ниппелем 24 образуют поршневую камеру с поршнем, который перемещается, 22 и толкателем. Поршневая полость сообщается с центральным каналом пакера отверстием А.
На корпусе 12 смонтирован уплотнитель 15, состоящий из резиновых элементов и шліпсових узлов 9, 18 и 10.
В шліпсові узлы входят штифты, срезают, 14, 20 и 16, конусы 17 и 13, фиксирующие ленты 11, упорные кольца 19.
Витягуваний съемный пакер (рисунок 2.3) устанавливается, как и стационарный. Давление жидкости, поступление которой в камеру А разводит толкатель 17 и поршень 16 после среза штифтов 15 в противоположные стороны. Поршень давит на нижнее кольцо 14, которое деформирует манжеты, герметизирующие и роз\'єднуючі зоны выше и ниже пакера. При опускании толкателя 17 шліпси 20 с пружиной 19 выдвигаются по корпусу 21 и заякорюють пакер в эксплуатационной колонне скважины.
Освобождение пакера достигается вращением и подведением колонны НКТ. При этом срезаются штифты 4, связывающие втулку 2 с перевідником 1, а при первых оборотах упор 6 сворачивается с разгрузочной муфты 5, перемещаясь вверх до упора в торец перевідника. В результате обеспечивается сообщения центрального канала пакера через отверстие 3 во втулке 2 с затрубним пространством. При дальнейшем повороте муфта 5 сворачивается из верхней трубы 8 и перемещает вверх подшипниковый узел 7 и кольцо 9, которое через гильзу 12 увлекает вверх камеру с поршнем 16 и толкателем 17. Уплотнения 11 и шліпси 20 освобождаются от торцевых упоров 10 и 13. После этого пакер извлекается на поверхность колонны нкт.
Рассмотрены пакери изготавливаются двух типов с перекрытым проходным каналом (ПР-г) и с каналом для клапана-отсекателя (ПР-К). Способ посадки пакеров гидравлический, максимальный перепад давления, воспринимаемый пакерами 21МПа, температура рабочей среды 100 °С. Другие типы извлекаемых пакеров отличаются в основном конструкцией и расположением шлипсовых узлов. В широко применяемом для фонтанирующих скважин пакері 1ПД-ЯГ как верхний заякорюючий устройство используется якорь автономной действия (рисунок 2.4).

Рисунок 2.3 - Витягуваний съемный пакер

Он имеет подпружиненные плашки, расположенные в корпусе 3. Под действием внутреннего избыточного давления плашки 1 выдвигаются из корпуса 3 наружу и взаимодействуют с эксплуатационной колонной, фиксируя якорь. При отсутствии давления плашки под действием пружин 2 возвращаются в исходное положение, освобождая якорь.

Рисунок 2.4 - Якорь автономной действия
Якоря выпускаются нескольких размеров для эксплуатационных колонн диаметрами 146 и 168 мм.
Самостоятельную группу составляют пакери, устанавливаемые в колонне с помощью каната и кабеля. Пакери, спускаемые на кабеле, устанавливают с помощью кабельного адаптерному прибора (рисунок 2.5) таким образом.
После достижения заданной глубины по кабелю передается электрический импульс подрывает заряд 4, давление в камере А передается через поршень 7 жидкостей 6. Избыток газа выходит через отверстие Г, а при давлении выше допустимого - и через отверстие Д. Жидкость 6 дросселируется и через канал Б поступает под поршень 10, что обеспечивает плавное нарастание усилия на штоке 11. Перемещение поршня 10 и штока 1 вызывает перемещение муфты 15, с которой шток связан звеном 14, скользит в пазах В. Муфта 15 перемещается вдоль оправку 13. Через гайку 16 и муфту адаптера 18 муфта 15 давит на головку 25 пакера, а корпус 27 пакера удерживается в неподвижном состоянии муфтой, освобождается, 24, цанги Ц в резьбе корпуса пакера направляющим оправкой 26. Смещение головки 25 передается на шлипсы 37, вследствие чего штифты 35 разрушаются и шліпси 37 передвигаются по конусу 36 до сцепления с обсадной колонной, а пакер оказывается зафиксированным. Продолжая перемещаться, поршень 10 поднимает головку пакера 25 срезая при этом винты 35, соединяющие верхний конус с корпусом пакера. Конус плотно вклинивается во шліпси, после происходит сжатие уплотнительных манжет и свинцовых колец, которые, деформируясь, герметизируют и разобщают затрубное пространство. При дальнейшем перемещении конуса 36 разрушаются винты, срезают, связывают нижние шліпси 29 с конусом 30 и последний с корпусом пакера. Шліпси, двигаясь по конусу 30 вверх, врезаются в обсадную колонну, создавая упор, что исключает перемещение пакера вниз. Стопоры фиксируют конусы, головку и корпус пакера. После надежного соединения пакера с колонной двумя парами шліпсів и отделения міжколонного пространства перемещения поршня 10 приводит к увеличению усилия среза штифта 22. При этом оправку 23 с той, что направляет 26 освобождается и
сходит вниз до муфты 24. Цанговые захваты Ц муфты сближаются и выходят из зацепления с корпусом пакера. Муфта падает вниз до упора в низ корпуса 38 облямовувань, после чего инструмент может извлекать на поверхность.
Пакер поднимается при розбурюванні верхних шліпсів специальным бурильным инструментом. После достижения инструментом пакера ловец его проходит внутрь корпуса, а фреза находит на головку пакера и упирается в верхние шліпси. Вращением инструмента фреза срезает зубцы верхних шліпсів, а ловец предохраняет пакер от падения на забой.
Пакер удовлетворяет требованиям, предъявленным к оборудованию для предотвращения открытых фонтанов и работ под давлением, однако необходимость разбуривания его для поднятия является существенным недостатком.

Рисунок 2.5 - Кабельный адаптерная прибор

Витягуваний пакер РД лишен этого недостатка. Как и пакер Д, он устанавливается с помощью кабеля, а поднимается при помощи специального инструмента. Пакер (рисунок 2.6) имеет корпус 19, верхнюю втулку 18, эле-
менты уплотнителей 16, храповые стопоры 17, верхнюю 15 и нижнюю 12 конусных втулок, сопротивления 14 шліпсів 13, упорное кольцо 24, толкатель 23, держатель хомута 22, связанный с корпусом штифтом, который срезает, 20. Нижняя конусная втулка имеет фиксаторы 21. Шліпси в этом пакері расположены ниже уплотнители. При этом верхние и нижние шліпси размещены по кругу пакеры в шахматном порядке.
Инструмент для подъема пакера имеет шток 2, заканчивающийся вверху муфтой 1 для соединения с колонной труб, а внизу - удерживающей втулкой 11. На штоке выполнены опорный 6 и зубчатую 5 буртов. На нем установлены также захватывающая муфта 3 с цапфами 4 и освобождающая муфта 8, зафиксированная в осевом направлении нижним кольцом 9. Последнее связано со штоком 2 штифтом, который срезает, 10. Муфта прижата к кольцу пружиной 7.
Пакер освобождается подъемным инструментом, спускается на трубах и автоматически с ним соединяются, когда муфта 3 садится в верхней перевідник корпуса и захватывает левую резьбу цапфами 4. Освобождающая муфта 8 проходит в пакер и устанавливается под упорным кольцом 24. После этого создают усилие, направленное вверх, под действием которого нижнее кольцо 9 расклинивает цапфы звільняючої муфты 8, а при дальнейшем перемещении вверх при одновременном наращивании усилия муфта через толкатель 23 воздействует на держатель хомута 22 и срезает штифты 20.Держатель 22 поднимается, освобождая фиксаторы 21. Одновременно освобождающая муфта 8 через упорное кольцо 24 и толкатель 23 передает усилие на корпус 19 пакера.
Дальнейшее увеличение усилия срезает штифт 10, освобождая шток 2, а зубчатый бурт 5 ударяет в увлекательную муфту 3, передавая ударную нагрузку корпуса пакера. Нижнее кольцо 9, смещаясь вниз относительно штока, перестает расклинивать цапфы звільняючої муфты, и последняя входит в корпус пакера.
Ударная нагрузка совместно с усилием сжатого элемента уплотнителя пакера перемещает корпус вверх, что приводит к выходу фиксаторов 21 из зацепления с корпусом; нижний конус 12 выходит из зацепления с пакером. Вместе с корпусом поднимается и головка пакера 18, удерживаемая храповой защелкой, что приводит к снятию осевого сжимающего усилия из элементов уплотнителей 16 и уменьшению их размеров в радиальном направлении. Уплотнения теряют контакт с колонной, и при дальнейшем движении корпуса вверх храповая защелка проскальзывает до тех пор, пока кольцевой бурт корпуса не упрется в головку, а через нее в верхний конус 15, который в результате движения корпуса будет выдвинут из-под верхних шліпсів, после чего демонтируют нижние шліпсі, опускают из-под них нижний конус и пакер поднимают на поверхность.
Требования особо высокой к надежности этого оборудования приводят к необходимости точного их изготовления, использования особо стойких по отношению к коррозионным средам и высоким температурам материалов и высококвалифицированного выполнения работ по их установке или демонтажу.
Для обеспечения надежности работы пакера обсадная труба в зоне его установки должна быть по внутренней поверхности строго цилиндрическая, не иметь вмятин, задиров, заусенцев, а участок монтажа должна быть тщательно очищен от отложений солей, смол, парафина, абразива, цемента.
Пакери рассмотренных типов используются не только для клапанов-відсікачів пласта, но и для других целей.
Клапаны-отсекатели пласта отличаются способами управления, соединение с
колонной, расположением в колонне и проходными каналами. Различают автоматические и управляемые клапаны. Автоматические подразделяют на давление, которое срабатывает при уменьшении, в зоне их установки или при превышении заданного расхода потока. Клапаны различаются способами соединения с колонной и бывают съемные, которые устанавливаются в ниппеле на колоннах инструментами, спускаемые на проволоке или канате, и стационарные, устанавливаемые непосредственно на трубах и извлекаемые только вместе с ними.

2.3 Автоматический клапан-отсекатель

Автоматический клапан-отсекатель (рисунок 2.7) имеет корпус 5, внутри которого подвижно смонтирована труба 4. С нижним концом трубы соединены верхнее седло 8. Нижнее седло 12 соединены с верхним скобами 10, и перемещается в направляющей 13. Между верхним и нижним седлами установлена шар 11 с отверстием.
Сочетание отверстия шара с центральным каналом - отсекателя достигается с помощью штифта 9, с одной стороны укрученого в корпус, с другой — что входит в фигурный паз на шаре. Наверху корпуса смонтирован перевідник 1, соединенный с уравнительным клапаном и замком. Полость между корпусом 5 и подвижной трубой 4 загерметизирована резиновыми кольцами 2 и 7. В ней находится газ под давлением и размещена пружина 6, которая упирается во внутренний выступ корпуса 5 и упор 3.
Давление в герметичной полости и усилия пружины подбираются так, чтобы под действием давления жидкости пласта в месте установки отсекателя за счет усилия, возникающего
вследствие разницы площадей верхнего и нижнего концов подвижной трубы, последняя находилась бы в крайнем нижнем положении. При этом пуля устанавливается в положение «Открыто». При падении давления в зоне установки отсекателя усилие пружины и давление газа в полости преодолевают усилия, действующего на подвижную трубу, и последняя вместе с седлами клапаном вверх, а пуля, возвращаясь.
Отсекатель спускается в скважину на проволоке (канате). Клапан-отсекатель открывается от давления в центральном проходе колонны, превышающем давление скважины, или от открытия уравнительного клапана специальным инструментом, который также спускается на проволоке.
Преимуществом описанного отсекателя есть открытое проходное сечение центрального клапана, недостатком - наличие герметичной камеры, в которой необходимо сохранять определенное давление газа в течение всего срока эксплуатации, что снижает надежность клапана.

Рисунок 2.7 - Автоматический клапан-отсекатель


Отечественной промышленностью выпускаются полнопроходных шаровые клапаны-отсекатели, предназначенные для эксплуатации в средах, содержащих до 6% и Со2 и Н2 до 6%, рассчитанные на рабочее давление 35 МПа.
Недостатком автоматических клапанов-відсікачів является отсутствие дистанционного оперативного управления их работой.


2.4 Клапаны-отсекатели с дистанционным управлением

Клапаны-отсекатели с дистанционным управлением по конструкции запорного органа аналогичные відсікачам с автоматическим управлением, но имеют более сложную конструкцию системы в целом.
Клапан позволяет перекрывать фонтанирующую скважину в любой момент по команде с пульта управления - вручную или от аварийного датчика. Осложнения клапана обусловлено дополнительным наземным оборудованием и каналом управления - трубопроводу, который присоединяется к колонне насосно-компрессорных труб специальными хомутами, которые усложняют спуск-подъем колонны.
Как и автоматический, управляемый клапан (рисунок 2.8) спускается на проволоке (канате) и устанавливается в посадочный ниппель 2 с муфтой 9, к которому подведена внешняя линия управления 3 на колонне насосно-компрессорных труб.
Отсекатель имеет корпус, состоящий из трубы 4, стакан 6 и хвостовик 16 с подвижным клапанным узлом, включающий верхнее 8 и нижнее 13 седел и шар 12 между ними. Шар имеет сквозное отверстие и фигурный паз на наружной поверхности. Хвостовики
сивів 8 до 13 образуют с корпусом отсекателя две камеры. Верхняя герметичная, в ней помещен кольцевой поршень 10. Эта камера через отверстие Б и в корпусе соединена с трубкой управления 3.
Полость ниппеля А герметизирована уплотнениями 5 и 7 на поверхности отсекателя. Эти же уплотнения герметизируют соединение клапана в ниппеле.
Пружина 15 упирается в регулировочные шайбы 14 и через втулку 17 в корпус отсекателя. Верхний конец отсекателя заканчивается замком 1, что фиксирует клапан на ниппеле насосно-компрессорных труб.
После установки клапана в ниппеле по трубе управления в верхнюю камеру подается рабочая жидкость.

Рисунок 2.8 - Клапан-отсекатель с дистанционным управлением

Поршень 10 перемещается вниз и отводит верхнее и нижнее седла 8 и 13 в крайнее нижнее положение. С помощью штифта 11, укрученого в корпус и такого, что входит в фигурный паз, шар занимает положение, при котором сквозное отверстие совпадает с каналом клапана.
Давление в камере удерживает пружину 15 клапана в открытом положении.
При снижении давления в камере - в случае аварии с наземным оборудованием или по команде сверху - усилие пружины и давление скважинной жидкости на поршень отводят клапанный узел в крайнее верхнее положение, при котором шар седлами занимает положение «Закрыто». Отсекатель открывается вновь при подаче давления в верхнюю камеру по трубопроводу управление.
Выпускаются управляемые клапаны-отсекатели двух типоразмеров КАУ-89-350 и КАУ-73-500. В первом применен запорный орган в виде заслонки, во втором - шаровая.
2.5 Специальные клапана

При эксплуатации скважин, оснащенных клапанами-відсікачами пласта, как и при эксплуатации скважин без них, возникает необходимость выполнения целого ряда внутрішньосвердловинних процессов и операций, которые осуществляются под давлением.
При внутрішньосвердловинних ремонтах под давлением пакер с клапаном-отсекателем оснащают различными устройствами, например клапанами нескольких назначений (рисунок 2.9), уравнительными, приемными, обратными и циркуляционными.
Рассмотрим их устройство.
Циркуляционный клапан служит для временного сообщения центрального прохода колонны с затрубним пространством при промивках сто-рону забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, сто-рону забоя обработке различными химическими реагентами при аварийном глушенні скважины и так далее
Клапан (рисунок 2.9, а) устанавливается на колонне НКТ и извлекается вместе с ней. Он состоит из корпуса 4 с отверстиями, в каждом из которых а установлены подвижная втулка 3 с отверстиями 6. Последняя загерметизирована уплотнительными элементами 6, 7, 9 и 10. Резьбовые соединения уплотнены кольцами 5. Для соединения клапана с насосно-компрессорными трубами корпус имеет перевідники 2 и 11.
К верхнему перевіднику 2 присоединяется муфта 1. В открытом и закрытом положениях втулка 3 фиксируется фиксатором 12, размещенным в кольцевой проточке нижнего перевідника 11 и входящим в одну из кольцевых проточок втулки.
Управляется клапан смещением втулки 3 вверх или вниз, при котором соответственно совпадают или перекрываются отверстия а и б на корпусе и втулке. Управление осуществляется с помощью специального инструмента, который вставляется в верхнюю проточку д втулки 3 для смещения вверх при открытии или в нижнюю проточку е для ее смещения вниз при закрытии клапана.
Уравнительный клапан применяется для выравнивания давления по сторонам запорного элемента скважинного аппарата для его открытия или извлечения из колонны в комплекте с клапанами-відсікачами, глухими пробками, приемными

клапанами.
Клапан (рисунок 2.9, б) состоит из корпуса 1, в стенку которого вмонтированы клапаны 3. Пружины 2 клапанов удерживаются чехлом 4. Седлами клапанов являются поверхности, сопрягаемые с ними, выполненные в отверстиях, где расположены пружины. Клапан открывается с помощью штанги с грузом, спускаемые в скважину на проволоке или на канате.
Приемный клапан (рисунок 2.9, в) используется для посадки пакера и для других видов работ, когда требуется перекрыть проход колонны для создания в ней давления. После посадки пакер опрессовывают, при этом иногда обнаруживают невозможность поднятия давления для окончательной герметизации эксплуатационной колонны пакером из-за преждевременного срыва пули опрессовку с седла. В этом случае используют приемный клапан, который сажают в непроходной ниппель под пакером. Приемный клапан состоит из корпуса 7, верхний конец которого служит седлом под шаровой замок. Сверху к корпусу крепится клетка 4, внутри которой помещен шар 5. На корпус надевается кожух 3 с головкой под ловец. На боковой поверхности кожуха выполнены окна, сообщающиеся с внутренней полостью клетки.
Юбка кожуха перекрывает отверстие в стенке корпуса, ущільнюване кольцами 6. От продольного перемещения кожух удерживается штифтом, который срезает, 2, вставленного в стержень 1. Приемный клапан в непроходном ниппеле герметизируется уплотнениями 8. При извлечении клапана срезается штифт 2 и кожух 3 смещается вверх до упора о головку стержня 1, уравнительное отверстие открывается, а давление над шариком 5
и под ним выравнивается, после чего клапан легко извлекается из ниппеля.
Обратный клапан применяется (рисунок 2.9, г) для перекрытия прохода колонн при спуско-подъеме их под давлением. Он должен постоянно перекрывать проход и обеспечивать возможность глушения скважины для предотвращения аварий. Обратные клапаны применяются также вместе с газліфтними и перекрывают проход в міжколонний пространство обратном потоку жидкости. Иногда их устанавливают без пружин и в этого выполнения используют как реверсивные, такие, что закрываются давлением потока скважинной жидкости.
Обратные клапаны устанавливаются как непосредственно на колонне труб, так и в посадочные ниппели на проволоке или канате.

2.6 Глухие пробки

Глухие пробки (рисунок 2.10) применяются для герметизации прохода колонны в посадочном ниппеле по ущільнюваній цилиндровой поверхности. Они имеют корпус 3, внутри которого установлен підпружинний поршень 2, уплотняющие кольца которого в отжатом положении пружины 4 перекрывают каналы в боковых стенках корпуса, сполучаючі затрубное и трубное пространства. При установке пробки спусковой инструмент отжимает поршень 2 и пробка спускается в скважину, позволяя циркулировать жидкости через открытый канал. После посадки пробки и извлечения спускового инструмента поршень 2 перекрывает канал я, герметизируя центральный проход колонны. При необходимости извлечения пробки поршень 2 смещают вниз стержнем подъемного инструмента до открытия канала, после чего давление выравнивается над и под пробкой.



Размер файла: 2 Мбайт
Фаил: (.rar)

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.