Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы
Скважинное оборудование для эксплуатации в скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газаID: 172230Дата закачки: 08 Августа 2016 Продавец: lelya.nakonechnyy.92@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: Скважинное оборудование для эксплуатации в скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа 1.1. Назначение скважинного оборудования 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. 1.2. Анализ схем и конструкций отечественного оборудования 1.2.1. Пакера Пакер – основной элемент скважинного оборудования современных фонта-нирующих, газлифтных, насосных и нагнетательных скважин при однопластовой эксплуатации и при одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной 4, с.305. Типоразмеры и конструкции пакеров нормализованы ОСТ 26-02-1016-73 и техническими условиями ТУ-26-16-10-76 и ТУ-26-16-15-76. В соответствии с этим различаются пакеры следующих типов: ПВ – пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх; ПН – пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вниз; ПД – пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного как вниз, так и вверх. По способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют на фиксирующиеся якорем (Я) и самостоятельно фиксирующиеся. По способу посадки пакеры подразделяют на гидравлические (Г), механические (М), гидромеханические (ГМ) и не требующие посадки. Съем пакеров осуществляется натягом, вращением (В), разбуриванием (Р) или специальным инструментом (И). Предусматривается следующее исполнение пакеров: нормальное, коррозионно-стойкое, углекислостойкое К1 (СО2 не более 10% объема), сероводородостойкое К2 (H2S и СО2 не более 10 % объема каждого компонента), сероводородостойкое К3 (H2S и СО2 свыше 10 %, но не более 26% объема каждого компонента), термостойкое для рабочих сред с температурой более 150°С. Герметичное разобщение пространств ЭК достигается при соблюдении подбора диаметра пакера в соответствии с ОСТ 26-16-1615-81. Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), способа посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якоря (буква Я), первая цифра после обозначения типа па-кера – число проходов, цифра перед буквами – номер модели; первое число по-сле букв – наружный диаметр пакера (в мм); второе число – рабочее давление (максимальный перепад давлений, воспринимаемый пакером), (кгс/см2); в конце указывается тип исполнения (например, сероводородостойкое исполнение). Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения пространств ЭК нефтя-ных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотни-тельного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного зам-ка. На ствол пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плаш-ки входят в пазы плашкодержателя и в пакерах с наружным диаметром 118 и 136 мм (рис.1.2, б) прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. В остальных пакерах плашкодержатель фиксируется со стволом и цилиндром за-хватами. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера производится путем приподъема труб на величину, необходимую для создания на пакер рас-четной осевой нагрузки, поворота его на 1,5-2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку ЭК обеспечивается неподвиж-ность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному па-зу и опускается вниз совместно со стволом. В пакере (рис.1.2, б) при движении ствола конус раздвигает плашки и по-следние заякориваются на стенке ЭК. В пакере (рис.1.2, а) ствол совместно с го-ловкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опуска-ясь, доходит до упора в цилиндр. При этом захваты заходят в паз, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоривает их. Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств происходит при дальнейшем опускании ствола пакера за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извлекается из скважины в результате подъема труб. При этом осво-бождаются манжеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под плашек, ко-торые освобождаются и одновременно приводят корпус плашек с захватами в исходное положение. При подъеме труб и повороте их влево на 1,5-2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему па-кер может быть посажен повторно без извлечения из скважины. Пакер ПН-ЯГМ (рис.1.3) предназначен для разобщения пространств ЭК нефтяных и газовых глубоких вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплотняющего, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. Для по-садки пакера в подъемные трубы сбрасывается шарик и создается давление. Жидкость через отверстие а в стволе попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку ЭК, создают упор для сжатия уплотнительных ман-жет. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку ЭК, обеспечивая за-якоривание и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открыва-ется при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шариком выпадает. Пакер извлекается в результате подъема колонны труб. При снятии осевой нагрузки освобождаются манжеты и, ствол, двигаясь вверх, тянет за собой конус, который освобождает плашки. Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ (рис.1.4) предназначены для разобщения про-странств ЭК и защиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважинах, состоят из верхнего и нижнего якорных устройств, уплотнения, гидроцилиндра и фиксатора. Посадка пакера осуществляется путем создания давления в колонне подъемных труб, причем предварительно проход пакера перекрывается шари-ком, сбрасываемым на седло (рис.1.4, а, в) или в конус в (рис.1.4, б). Под дей-ствием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются наружу, заякори-ваясь на стенке ЭК. В пакере 1ПД-ЯГ (рис.1.4, а) жидкость через отверстие б по-ступает под золотник, сдвигает его вниз, срезая винты, и позволяет захвату выйти из зацепления с поршнем. Поршень через толкатель сжимает манжеты, создавая уплотнение со стенкой ЭК. Одновременно золотник выдвигает конус в плашки, заставляя их внедриться в ЭК и заякориться на ней. Совместно с конусом двига-ется вниз цилиндр и шлипсы, зацепляясь с насечками толкателя, фиксируют ман-жеты и плашки в рабочем положении. Пакер освобождается при натяге и подъеме колонны труб, в результате чего срезаются винты и ствол освобождается от плашкодержателя. Дальнейшее движение ствола вверх освобождает манжеты от сжатия. При этом ствол, упираясь в поршень, доводит его до упора в цилиндр, который, в свою очередь, вытягивает конус из-под плашек и освобождает их. Проходное отверстие пакера открывается при повышении давления в трубах и срезе винтов. В пакере (рис.1.4, б) пластовый агент под давлением через отверстие б в стволе попадает в цилиндр. После среза винтов цилиндр с плашкодержателем поднимается вверх и плашки натягиваются на конус, одновременно сжимая ман-жету. Происходит заякоривание нижних плашек и уплотнение пакера в ЭК. Об-ратному перемещению плашек препятствуют шлипсы, переместившиеся вместе с конусом вверх по втулке фиксатора. Пакер освобождается при подъеме колонны труб после среза винтов, при этом бурт ствола упирается в конус и вытягивает его из-под плашек. Особенность пакера 2ПД-ЯГ (рис.1.4, в) - постоянное заякоривающее уси-лие на плашки верхнего якоря благодаря сообщению полости под плашками с подпакерной зоной через отверстие а. При посадке пакера пластовый агент под давлением из полости труб через отверстие б поступает под золотник и конус. Золотник перемещается вверх, срезает винты и освобождает поршень и конус от захвата. Конус, уплотненный в цилиндре кольцами, под действием давления вхо-дит в плашки, заставляя раздвигаться и заякориться на стенке ЭК. Одновременно поршень совместно с золотником и толкателем перемещается вверх и сжимает манжеты. При этом шлипсы, зацепляясь с насечками толкателя, фиксируют ман-жеты и плашки в рабочем положении. Пакер освобождается при подъеме колон-ны труб, после среза винтов. Ствол совместно с корпусом якоря поднимается и освобождает манжеты, а бурт толкателя тянет вверх цилиндр, который выводит конус из плашек, освобождая их. Плашки верхнего якоря освобождаются после разгерметизации манжет и выравнивания давления на плашки. Пакер ЗПД-ЯГ (рис.1.5) предназначен для разобщения пространств ЭК и защиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважинах. Состоит из верхнего и нижнего заякоривающих устройств и гидроцилиндров, уплотнитель-ного и фиксирующих устройств. Посадка пакера осуществляется при подаче в колонну подъемных труб жидкости под давлением. Предварительно на седло сбрасывается шарик. Давление в полости б нижнего гидроцилиндра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки натянуться на ко-нус и, раздвигаясь радиально, заякориться за стенку ЭК. При возрастании давле-ния срезаются винты, и шток, перемещаясь вниз со стволом, сжимает манжеты между муфтой и конусом, герметизируя пространство между пакером и стенкой ЭК. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при движении его вниз, фиксируют его от возврата. При дальнейшем увеличении давления жидкость через отверстие а попадает в цилиндр. Срезаются винты, и цилиндр перемещает вниз плашкодержатель и плашки, которые натягиваются на конус и заякориваются на ЭК. При этом сре-заются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. Нижние и верхние плашки в заякоренном положении будут препятствовать перемещению пакера как вверх, так и вниз. Проходное отверстие пакера открывается после среза винтов. Распакеровка осуществляется при подъ-еме труб после предварительного отвинчивания верхней части пакера в муфте и среза винтов. После среза штифта верхний ствол перемещается вверх и доводит втулку до плашкодержателя, последний стягивает плашки с конуса, освобождая их. Затем бурт тянет вверх корпус и муфту, освобождая манжеты. Одновременно при движении нижнего ствола вверх его бурт доходит до нижнего конуса и вытя-гивает его из плашек, освобождая их. Пакер ПД-ЯГМ (см. приложение 1) состоит из верхнего и нижнего заякори-вающих устройств, уплотняющего и клапанного устройств и гидропривода. Па-кер спускается в скважину на подъемных трубах, на седло сбрасывается шарик, и создается давление, под действием которого плашки раздвигаются радиально и заякориваются на стенке ЭК. Жидкость, попадая через отверстие б под поршень, перемещает его вверх, в результате чего срезаются винты и освобождается за-хват, а конус, перемещаясь вниз, раздвигает плашки и заякоривает их. Одновре-менно происходит сжатие манжет. Герметичность разобщения обеспечивается осевой нагрузкой, создаваемой массой труб, под действием которой срезаются винты, и ствол, двигаясь совмест-но с втулкой вниз, дополнительно сжимает манжеты. Фиксация рабочих положе-ний плашек и манжет обеспечивается шлипсами, препятствующими обратному перемещению поршня и плашек. Проходное отверстие пакера освобождается по-сле среза винтов. В пакере предусмотрен клапан для промывки надпакерной зо-ны перед извлечением его из скважины. При натяге колонны труб шток, переме-щаясь вверх, открывает отверстие а, через которое трубное пространство сооб-щается с затрубным. После промывки сбрасывается давление в трубах, в резуль-тате чего освобождаются плашки. При дальнейшем натяге колонны труб среза-ются винты и освобождаются плашки и манжеты. Основные технические характеристики пакеров, выпускаемых отечествен-ными предприятиями, можно узнать из Приложения 1. 1.2.2. Якори Якори ЯГ и ЯГ1 предназначены для предотвращения скольжения скважин-ного оборудования внутри ЭК 4, с.321. На ствол якоря ЯГ (рис.1.6, а) установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь спускается в скважину на колонне подъемных труб. Заякоривание происходит при подаче жидкости в трубы под давлением. Жидкость, попадая под поршень, срезает вин-ты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые, натягиваясь на ко-нус, расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стен-ке ЭК. Якорь освобождается при подъеме колонны труб. При этом ствол движет-ся вверх совместно с конусом, который вытягивается из-под плашек и освобожда-ет их. Якорь ЯГ1 (рис.1.6, б) состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки. Пружина удерживает плашки в утопленном положении. Планки ограни-чивают ход плашек в радиальном направлении и крепятся на корпусе при помо-щи винтов. Под действием давления внутри корпуса якоря происходит его фик-сация, а при отсутствии – освобождение. Основные технические характеристики якорей, выпускаемых отечественны-ми предприятиями, можно узнать из Приложения 2. 1.2.3. Разъединители колонн Разъединители колонн типа РК, ЗРК, 4РК и разъединительное устройство типа 8КПГ.010 (приложение 3) предназначены для соединения колонны подъем-ных труб в скважине с пакером. Процесс соединения в разъединителях РК происходит с применением ин-струментов канатной техники, в 4РК — одновременно с применением канатной техники и гидравлическим способом, в ЗРК — гидравлическим способом, в разъ-единительном устройстве 8КПГ.010 — вращением. Разъединители колонн типа РК (рис.1.7) применяются в комплексах типов КУСА, КОУК, КПГ, КПП, КПГ2 и КСГ1, типа ЗРК (рис.1.8, а) в комплексах типа КОС, типа 4РК (рис.1.8, б) в газлифтных установках типа ЛНП, разъединитель-ное устройство типа 8КПГ.010 (рис.1.8, в) в комплексах типа КПП. Условные обозначения: Р — разъединитель, К — колонны; цифры перед буквами РК — обозначение модели; следующие цифры — условный диаметр ко-лонны труб (мм); цифры после знака дроби — диаметр пакера (мм), с которым применяется разъединитель колонны; следующие цифры —диаметр проходного отверстия (мм) и рабочее давление. Например: РК-НКМ-114/136-80-350. Разъединитель типа РК, устанавливаемый в составе колонны подъемных труб над пакером, состоит из части, оставляемой с пакером, и части, извлекаемой с колонной подъемных труб. Разъединитель изготавливают в двух конструктивных исполнениях. Испол-нение II отличается от исполнения I конструкцией верхнего фиксирующего штока механизма и способом крепления нижней цанги. Оставляемой частью разъединителя исполнения I является шток с нижней цангой. Перед отсоединением колонны подъемных труб от пакера для изоляции пласта в шейку в штока при помощи спускного инструмента ИС из комплекта ИКПГ при помощи канатной техники устанавливается глухая пробка с замком. Отсоединение разъединителя осуществляется канатной техникой при помо-щи толкателя типа Т из того же комплекта инструментов. Толкатель зацепляется с шейкой верхней цанги и перемещает ее вверх. При отсоединении шток должен находиться в положении, при котором бурт б упирается в бурт центратора, а перья верхней цанги оказываются у расточки а цилиндра. Это позволяет им выйти из зацепления со штоком и при подъеме ко-лонны труб свободно подниматься вместе с цилиндром. При дальнейшем подъеме колонны труб нижняя цанга выходит из зацепле-ния с центратором и остается в скважине со штоком и установленной в нем глу-хой пробкой. В разъединителе исполнения II оставляемый шток заблокирован с извлека-емой частью кулачками. Для разблокирования кулачков гильза при помощи тол-кателя типа 1T перемещается до тех пор, пока ее фиксатор не попадет в канавку а цилиндра. При этом кулачки попадают в канавку б и освобождают шток. При подъеме колонны труб вместе с цилиндром нижняя цанга утопает в окне цангодержателя и освобождает шток от зацепления с извлекаемой частью разъединителя. При соединении колонны подъемных труб с пакером извлекаемая часть разъединителя спускается и контактируется с оставляемой частью разъединителя. Соединение этих частей и их блокировка осуществляется толкателем в обратной последовательности. Извлечение пробки с замком из штока разъединителя типа РК исполнения I осуществляется канатной техникой и инструментом подъема типа ИПЗ из того же комплекта инструментов ИКПГ при помощи канатной техники. С разъединителем исполнения II применяется пробка типа ПА, которая устанавливается при помощи посадочного инструмента типа 1ИС и извлекается цанговым инструментом ИЦ. Разъединитель колонны типа ЗРК (рис.1.8, а) состоит из оставляемой части, включающей корпус с пакером, и извлекаемой части, включающей цилиндр, зо-лотник, ствол с толкателем и цангу. После посадки пакера в затрубном пространстве создается давление, кото-рое, воздействуя на золотник, срезает винты и перемещает золотник вверх, в ре-зультате чего освобождается цанга, фиксирующая извлекаемую часть в корпусе. При подъеме колонны труб цанга сжимается и выходит из корпуса вместе со стволом, цилиндром и толкателем. В шейку корпуса а устанавливается клапан-отсекатель типа КАС с замком типа ЗНЦБ. Соединение подъемной колонны труб с пакером проводится после извлече-ния из корпуса клапана-отсекателя с замком. Извлекаемая часть спускается до упора цанги в торец корпуса. Под действием массы труб цанга сжимается и входит в корпус. Перья цанги, попадая в расточку корпуса, фиксируют извлекаемую часть разъединителя в оставляемой части. Разъединитель колонны типа 4РК, предназначенный для отсоединения (или соединения) колонны подъемных труб с пакером, одновременно выполняет роль телескопического соединения. Разъединитель (рис.1.8, б) состоит из оставляемой части, включающей шток, ствол, кожух, наконечник с пакером, и извлекаемой, включающей перевод-ник, корпус, цилиндр, цангу. Разъединитель колонны типа 4РК также спускается в скважину в составе скважинного оборудования. После посадки пакера в наконечник при помощи набора инструментов канатной техники устанавливается приемный клапан. В ко-лонне подъемных труб создается давление, которое воздействуя на кожух, среза-ет винты и перемещает кожух до упора в наконечник. В результате этого осво-бождается цанга, фиксирующая извлекаемую часть в стволе. При отсоединении штока разъединителя колонны устанавливается глухая пробка и затем подъемом колонны труб извлекаемая часть разъединителя подни-мается и проводится замена цанги башмаком повторного ввода, предназначен-ным для принудительного ориентирования извлекаемой части при соединении ее с оставляемой частью разъединителя колонны. При соединении разъединителя и дальнейшем подъеме извлекаемой части на 0,5 м обеспечивается изоляция межтрубного пространства от продуктивного пласта и разъединитель выполняет роль телескопического соединения, компенси-рующего изменение длины колонны подъемных труб от воздействия скважинной среды. После извлечения глухой пробки из штока разъединителя начинается экс-плуатация скважины, Оставляемая часть разъединителя колонны и пакер извлекаются с помощью инструментов для извлечения пакера ИИП. Разъединительное устройство типа 8КПГ.010 (рис.1.8, в) состоит из штока, цанги и корпуса, соединенного с голов-кой через переводник. Головка, соединенная с колонной труб, вместе с корпусом, переводником, уплотнением и цангой является извлекаемой из скважины частью разъединителя. Шток, соединенный с пакером,— оставляемая в скважине часть разъедини-теля. Перед отсоединением колонны труб от пакера для изоляции пласта в шейку штока при помощи спускного инструмента канатной техники устанавливается глухая пробка с замком. Для разъединения устройства необходимо приложить тяговое усилие и поворачивать колонну вправо не менее чем на 16 оборотов (не считая закрепления труб). При вращении цанга отвинчивается от штока по спе-циальной упорной резьбе, предотвращающей перемещение цанги вверх без от-ворота, и попадает в окно корпуса. При подъеме колонны труб происходит из-влечение части устройства. Соединение устройства осуществляется при разгрузке колонны подъемных труб после ввода извлекаемой части в оставляемую часть разъединительного устройства. При этом лепестки цанги разжимаются, входят в зацепление с резь-бой на штоке и фиксируют соединение устройства. После соединения устройства канатной техникой инструментом подъема замка ИПЗ извлекается из штока пробка. В комплект поставки разъединителей входят разъединители колонны в сбо-ре и запасные части. 1.2.4. Клапаны циркуляционные 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 обратному перетоку в случае, если не происхо-дит подача ингибитора. 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. 1.2.7. Комплексы скважинного оборудования Предназначены для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с автоматическим перекрытием ствола скважины при увеличении дебита сверх за-данных пределов, а также в случае разгерметизации устья или подъемных труб 5, с.14. В нашей стране данное оборудование выпускает Саруханский машино-строительный завод. Комплексы типа КПГ, КПГ1 и КПГ2 (рис.1.12) позволяют осуществлять все технологические операции, связанные с эксплуатацией и ремонтом скважин. Скважинное оборудование комплексов (без клапана-отсекателя, с замком и урав-нительным клапаном) спускается в скважину на колонне подъемных труб. Условное обозначение комплексов КПГ состоит из наименования и шифра: первые буквы и цифра после них — обозначение комплекса и номер модели, да-лее через тире: условный диаметр (мм) и тип резьбы колонны подъемных труб, рабочее давление (МПа), наружный диаметр пакера (мм); исполнение по корро-зионностойкости: K1, K2, К2И и КЗ. Например: КПГ-73-35-136 или КПП-89-35-145К1. Посадка пакера проводится гидравлически; при посадке используется либо срезной клапан, либо приемный клапан, который сбрасывается с устья или уста-навливается в ниппеле инструментами канатной техники. После посадки пакера и опрессовки скважинного оборудования инструмен-тами канатной техники открывается циркуляционный клапан типа КЦМ или КЦМ1 и проводится освоение скважины. В комплексах типа КПГ1 перед освоением инструментами канатной техники разблокируется телескопическое соединение СТ2 для снятия в колонне подъем-ных труб растягивающих напряжений, возникающих при посадке пакера. После выхода скважины на заданный режим эксплуатации при помощи ин-струментов канатной техники закрывается циркуляционный клапан КЦМ или КЦМ1, и в посадочный ниппель устанавливаются последовательно соединенные клапан-отсекатель (на замок), уравнительный клапан и замок. В комплексах типа КПГ1 после освоения до установки клапана-отсекателя инструментами канатной техники из скважинной камеры извлекается глухая пробка и устанавливается ингибиторный клапан. В процессе эксплуатации скважины в подъемные трубы из затрубного про-странства через ингибиторный клапан возможна дозировочная подача ингибито-ров разного назначения. Для аварийного глушения служат клапаны типа КЦГ или КЦГ1. При нарушении герметичности устья или подъемных труб или при увели-чении дебита скважины сверх заданного происходит автоматическое закрытие клапана-отсекателя. После устранения причин разгерметизации устья клапан-отсекатель может быть открыт с устья путем повышения давления в подъемных трубах. В случае необходимости подъема колонны подъемных труб без пакера в шток разъединителя колонны труб типа РК для изоляции пласта при помощи ин-струментов канатной техники устанавливается глухая пробка, после чего осу-ществляется отсоединение разъединителя. В комплексах КПГ1-73-35 отсоединение колонны подъемных труб от паке-ра происходит при помощи разъединительного устройства. При вращении ко-лонны труб вправо освобождается цанга разъединительного устройства, цанга и уплотнение разъединителя поднимаются вместе с колонной подъемных труб. Комплексы типа КПГ1 по сравнению с комплексами типа КПГ имеют следующие отличия: циркуляционный клапан КУМ1 имеет проточку на гильзе, уменьшаю-щую усилие перемещения гильзы и предотвращающую ее заклинивание; в цир-куляционном клапане КЦГ1 рабочим органом является мембрана, а также в от-личие от клапана КЦГ в нем отсутствуют уплотнения и трущиеся поверхности; телескопическое соединение типа СГ2 обеспечивает компенсацию длины колонны подъемных труб в двух направлениях и позволяет разъединителю колонны труб типа РК произвести ход, необходимый для отсоединения его от пакера; замок ти-па ЗНЦВ1 отсоединяется от спускного инструмента только после фиксации замка в посадочном ниппеле; циркуляционный клапан типа КИНГС съемного типа, он устанавливается и извлекается из скважинной камеры инструментами канатной техники; пакер комплексов КПП съемного типа простой конструкции, извлечение его проводится обычным натягом колонны подъемных труб. Комплексы КПГ2 отличаются от комплексов КПГ, КПГ1 конструкцией па-кера, позволяющего проводить посадку его при уменьшенном давлении 14 МПа вместо 24 МПа для комплексов КПГ и КПГ1, что позволяет применять фонтан-ные арматуры на уменьшенное давление 21 МПа. Комплексы типа КСГ и КСГ1 (рис.1.13) предназначены для эксплуатации газовых и газоконденсатных сверхглубоких скважин с гарантированным автома-тическим перекрытием ствола скважины при увеличении дебита сверх заданных пределов, а также в случае разгерметизации устья или подъемных труб. Кон-струкция разработана специально для работы на больших глубинах при ано-мально высоком давлении. Регулирование отбора продукции осуществляется скважинным дросселем со сменными насадками. Это позволяет снизить давление в колонне подъемных труб выше дросселя. После установки клапана-отсекателя, как и в комплексах типов КПГ и КПГ1, в шток разъединителя колонн при помощи инструментов канатной техни-ки устанавливается дроссель с замком. В оборудовании с условным диаметром подъемных труб 73 мм применено телескопическое соединение СТ2Г с гидравлическим замком механизма упрочне-ния и возможностью передачи крутящего момента. В оборудовании с условным диаметром подъемных труб 89 мм применено телескопическое соединение типа СТ2 и пакер ПД-ЯГР разбуриваемого типа. Комплексы управления скважинными клапанами-отсекателями типа КУСА и КОУК (рис.1.14) предназначены для эксплуатации фонтанирующих нефтяных и газовых скважин и обеспечения герметичного перекрытия ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении параметров работы скважин от заданных и при возникновении пожара. Комплексы КУСА-Э и КОУК-Э приме-няются при наличии источника электроэнергии напряжением 380 В, частотой 50 Гц, комплексы КУСА и КОУК - в местах, где электроэнергия отсутствует. Наземное оборудование комплексов компонуется по трем схемам. Схема наземного оборудования комплекса типа КУСА имеет станцию управления СУ1 пневмогидравлического типа, пневмопитание осуществляется от аккумулятора газа, входящего в состав станции. Станция управления сигнальной линией соединена с двумя пилотными кла-панами типа КП, установленными на выкидной линии фонтанной арматуры после дросселя. Один из пилотных клапанов настраивается на верхний предел допу-стимого давления на выкиде, второй - на нижний предел. 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 этого резко снижается давле-ние в трубке управления, соединенной с клапаном-отсекателем типа КАУ в сква-жине и он перекрывает доступ продукции к устью скважины. Трубка управления с устья вводится в скважину через уплотнительное устройство. Клапан-отсекатель также закрывается в случае пожара, когда расплавляют-ся температурные предохранители и падает давление в сигнальной линии и труб-ке управления. На сигнальной линии трубки управления установлены распреде-лители, к которым могут быть подсоединены остальные скважины куста (до восьми скважин). При нарушении режима работы одной из скважин закрываются клапаны-отсекатели всех скважин куста. Клапан-отсекатель можно закрывать со станции управления или из диспет-черского пункта промысловой телемеханики. В состав комплекса типа КОУК (рис.1.14) входит станция управления СУ1 или СУЗ пневмогидравлического типа; пневмопитание осуществляется газом из скважины, который проходит очистку и частичную сепарацию в специальном фильтре типа ФОГ, установленном на выкидной линии фонтанной арматуры. Очищенный газ по трубопроводу 14 поступает на станцию управления. Станция управления типа СУЗ (в отличие от СУ1) состоит из одного пнев-могидравлического блока и нескольких гидравлических блоков, число которых равно числу обслуживаемых скважин (не более шести). В районах, где имеются источники электропитания переменного тока напряжением 380 В, частотой 50 Гц, применяются комплексы КУСА-Э и КОУК-Э со станцией управления СУЭ электрического типа. Станция управления связана с электроконтактным манометром, располо-женным 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 закрывается кла-пан-отсекатель. При отсутствии электроэнергии сигнал поступает на станцию управления от пилотных клапанов или температурных предохранителей. В зависимости от условий работы и необходимых технологических опера-ций в процессе освоения и эксплуатации скважин скважинное оборудование ком-плексов КУСА и КОУК компонуется по 14-ти схемам, отличающимся составом оборудования и конструкцией отдельных составных частей (рис.1.15). Для разобщения трубной и затрубной зон и защиты ЭК от воздействия скважинкой среды в оборудовании по схемам I - XI и XIV применяется эксплуа-тационный пакер, а в оборудовании по схемам XII и XIII — стационарный раз-общитель. В оборудовании по схемам III, V, VII, VIII, XI, XII и XIII предусмотре-но извлечение из скважины колонны подъемных труб без пакера. Отсоединение колонны труб от пакера осуществляется разъединителем колонны. Перед извле-чением скважинного оборудования в оставляемую с пакером часть разъединителя с помощью инструментов канатной техники устанавливается глухая пробка с замком. Для компенсации изменений длины колонны подъемных труб в оборудова-нии по схемам II, V, VI, VIII, X, XI и XIII предусмотрено телескопическое соеди-нение. Съемные клапаны устанавливаются в скважинных камерах при помощи ин-струментов канатной техники. Для замещения жидкости в скважине при ее освоении предусмотрены цир-куляционные клапаны 7, а для аэрации — клапаны 5. В оборудовании по схеме XIII аэрация при необходимости проводится через клапан 7. В оборудовании по всем схемам предусмотрен клапан-отсекатель типа КАУ, который при помощи замка фиксируется в посадочном ниппеле. К клапану-отсекателю через ниппель подведена с поверхности трубка управления, связанная с наземной станцией управления. После проверки герметичности соединений трубки устье скважины обвязы-вается фонтанной арматурой с проходом соответствующего размера. Трубка вы-ходит на поверхность через уплотнительное устройство катушки фонтанной ар-матуры и обвязывается со станцией управления. Затем осуществляют замещение раствора в скважине на воду через башмак и посадку пакера в оборудовании по схемам I - XI и XIV. Посадка пакера проводится гидравлически с использованием срезного кла-пана пакера или приемного клапана. Из посадочного ниппеля при помощи инструментов канатной техники из-влекается предохранительная гильза. При необходимости (отсутствие притока) через циркуляционный клапан 5 в скважине проводится аэрация жидкости. После закрытия клапана 5 открывается циркуляционный клапан 7 и про-цесс замещения осуществляется через него. Этот клапан в последующем исполь-зуется для промывки скважины, а также для ее глушения. Циркуляционные кла-паны 5 и 7 открываются и закрываются инструментами канатной техники. В процессе эксплуатации различные ингибиторы дозируются и попадают в подъемные трубы посредством ингибиторных клапанов 13 или 15. Закрытие клапана-отсекателя при работе в автоматическом режиме проис-ходит в следующих случаях:  при повышении или понижении давления в выкидной линии фонтанной ар-матуры (по сравнению с установленными пределами), при срабатывании пилот-ных клапанов или по сигналу электроконтактного манометра;  при повышении температуры на устье до 70°С или более, когда давление в трубке управления падает за счет разгерметизации плавких предохранителей;  при нарушении герметичности обвязки скважины со станцией управления. При местном управлении клапан-отсекатель закрывается принудительно со станции управления нажатием кнопки «Стоп». При дистанционном управлении клапан-отсекатель закрывается при подаче сигнала с диспетчерского пункта промысловой телемеханики. 1.2.8. Станции управления клапанами-отсекателями Предназначены для управления скважинными клапанами-отсекателями в комплексах типов КУСА-Э, КУСА, КОУК-Э и КОУК соответственно, первая и третья - при наличии источника электроэнергии, вторая и четвертая - при отсут-ствии его. Условные обозначения станции управления: С — станция, У — управления, 1 или 3 — номер модели, Э — электрогидравлического типа, без буквы Э — пневмогидравлического типа, 35 — условное рабочее давление в МПа. Напри-мер: СУЭ-35, СУЗ-35. Станция управления СУЭ состоит из гидравлического блока, блока автома-тики и блока управления, размещенных в шкафу, который изготовлен с учетом защищенности от воздействия воды. Гидравлический блок включает бак, дозаторный насос, разгрузочный, предохранительный, обратный клапаны и датчик уровня жидкости. В блоке управления предусмотрены электроконтактный манометр, настра-иваемый на требуемые пределы пуска и остановки насоса, и датчик давления, от-ключающий станцию в случае падения давления в трубках управления до нуля. Электроконтактный термометр и терморегулятор предназначены для кон-троля температуры в блоке. Блок автоматики служит для передачи команд с блока управления и элект-роконтактного манометра исполнительным механизмам. Блок состоит из магнит-ных пускателей, промежуточных реле, понижающего трансформатора, электро-нагревателя для поддержания температуры и реле времени для обесточивания станции управления после аварийного закрытия отсекателя. Для защиты элек-трических цепей и элементов от перегрузок служат автоматический включатель и предохранители. Насос станции пускается включением автоматического выключателя и тум-блера. Выключение датчика давления сигнализируется лампочкой. При поступлении сигнала от электроконтактного манометра, установленно-го на устье, о нарушении режима работы скважины или о разгерметизации устья блок автоматически приводит в действие разгрузочный клапан, в результате чего снимается давление в трубках управления, закрывается клапан-отсекатель и заго-рается сигнальная лампа аварийной ситуации. Принудительно со станции управления этого же эффекта можно достичь, нажав кнопку «Стоп». При отсутствии электроэнергии и в случае нарушения режима работы скважины срабатывает направляющий распределитель, который резко снижает давление в трубке управления, в результате чего закрывается клапан-отсекатель. Открытие клапана-отсекателя осуществляется нажатием кнопки «Пуск». Станция СУ1 (рис.1.16) включает пневмогидравлический насос, бак для ра-бочего агента, воздушные баллоны и элементы пневмогидроавтоматики. Воздух для привода насоса берется от воздушного компрессора или от баллонов, распо-ложенных внутри станции. При использовании газа скважины для привода насо-са газ осушается и очищается в фильтре типа ФОГ-16/1. В насосе предусмотрен также ручной привод. Давление жидкости, подаваемой насосом, превышает дав-ление газа на вводе в насос в 60 раз и регистрируется на выходе из насоса мано-метром 7 и в трубке управления манометром 16. В гидравлической системе насоса предусмотрены обратный, разгрузочный, предохранительный клапаны и дроссель. При подаче воздуха или газа в привод насоса при открытом пусковом вен-тиле 10 в трубке управления и сигнальной линии насосом создается давление жидкости. При достижении заданного давления насос отключается при помощи реле давления 2 и пусковой вентиль закрывается. Устанавливается автоматиче-ский режим работы станции, обеспечивающий стабильное давление в трубке управления и сигнальной линии. При нарушении режима работы скважины сра-батывают пилотные клапаны и разгружается сигнальная линия. Станция СУЗ позволяет проводить как одновременное закрытие или откры-тие клапанов-отсекателей в шести скважинах куста, так и индивидуальное. 1.2.9. Насосно-компрессорные трубы НКТ в нашей стране изготавливаются согласно ГОСТ 633, предусматрива-ющему изготовление гладких труб и муфт к ним, труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним, гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним, а также безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами 6, с.33. Все трубы выпускаются двух исполнений: А – повышенной точности, Б – нор-мальной точности. Трубы выпускают следующих условных диаметров: 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм. В газоконденсатных скважинах наиболее рас-пространены НКТ условным диаметром 89, 102 и 114 мм, что связано с большой величиной отбора пластового флюида, а также с необходимостью прохождения внутри НКТ инструмента канатной техники. Трубы выпускают длиной 5,5…8,5 м, либо 10 м. У НКТ гладких и с высаженными концами резьба имеет конусность 1:16, закругленная, с углом профиля 60° (рис.1.17). У труб НКМ и НКБ (рис.1.18) резьба коническая, с трапецеидальным профилем. Резьбовая часть последних двух труб имеет гладкий конический конец, входящий в конус муфтовой части резьбового соединения и создающий дополнительное уплотнение соединения. Трубы изготовляются из сталей групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, а также из алюминиевого сплава Д16Т. Предел текучести изменяется в диапазоне от 380 (Д) до 950 (Р) МПа, для сплава Д16Т он равен 300 МПа. Муфтовое соединение гладких труб НКМ обеспечивает герметичность со-единений при давлении газа до 50 МПа. Комментарии: 3.1. Техника и технология канатных работ в газовой скважине Конструкция современного оборудования, применяемого при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, предусматривает выполнение комплекса работ внутри скважины специальной канатной техникой 6. К таким операциям относятся установка и извлечение клапанов (отсекателей, циркуляционных, инги-биторных), глухих пробок, забойных штуцеров, заглушек, глубинных приборов для исследования скважин, открытие и закрытие циркуляционного клапана, очистка НКТ от парафина, очистка песчаных пробок, расправление смятых участков колонны труб, ловильные работы. Все перечисленные операции прово-дятся непосредственно в скважине без подъема НКТ, без глушения и последую-щего освоения скважины. Весь комплекс канатной техники состоит из канатного инструмента, обору-дования устья (лубрикатора) и гидроприводной лебедки. 3.2. Установка и извлечение ингибиторного клапана Установку и извлечение ингибиторного клапана в карман эксцентричной скважинной камеры производят с помощью инструмента канатной техники – от-клонителя 11. Но прежде, чем закрепить внутри отклонителя клапан (или любое другое оборудование, приспособленное для установки в карман), необходимо навернуть на клапан специальный патрон (рис.3.1). Последовательность действий при установке ингибиторного клапана (рис.3.2): 1) Вставляем ингибиторный клапан навернутым патроном в отклонитель. С по-мощью резьбы соединяем отклонитель с замком для проволоки, устанавливаем собранную конструкцию в лубрикаторе; 2) Спускаем конструкцию внутри НКТ до тех пор, пока она не дойдет до глу-бины размещения кармана, которую мы определим из документации к скважине; 3) Медленно поднимаем конструкцию, пока она не остановится, что означает, что штифт отклонителя зацепился за специальный выступ в верхней части карма-на; 4) С определенным усилием, которое узнаем по показаниям индикатора веса на лубрикаторе, потянем конструкцию вверх, рычаг отклонит клапан в сторону кармана; 5) Медленно опускаем инструмент. Некоторое снижение веса ни индикаторе означает, что клапан зашел в карман. Если индикатор веса на лубрикаторе не ме-няет показаний, значит, клапан не попал в установочный карман, и необходимо повторить операции пунктов 3, 4 и 5; 6) Резко отпускаем проволоку для установки клапана в кармане и его фикса-ции; 7) Подъем отклонителя отсоединит ясс его от патрона клапана. Отсоединение фиксируют по показаниям индикатора веса. 8) Инструмент теперь может быть поднят. При подъеме штифт отклонителя снова зацепится за специальный выступ в верхней части кармана. Продолжаю-щийся подъем снимет штифт с фиксатора, и инструмент выйдет из кармана. Последовательность действий при извлечении ингибиторного клапана (рис.3.3): 1) Соединяем отклонитель с замком для проволоки, устанавливаем собранную конструкцию в лубрикаторе; 2) Спускаем конструкцию внутри НКТ до тех пор, пока она не дойдет до глу-бины размещения кармана, которую мы определим из документации к скважине; 3) Медленно поднимаем конструкцию пока она не остановится, что означает, что штифт отклонителя зацепился за специальный выступ в верхней части карма-на; 4) С определенным усилием, которое узнаем по показаниям индикатора веса на лубрикаторе, потянем конструкцию вверх, рычаг отклонится в сторону кармана; 5) Медленно опускаем инструмент. Некоторое снижение веса ни индикаторе означает, что рычаг с яссом зашел в карман. Если индикатор веса на лубрикато-ре не меняет показаний, значит, рычаг не попал в установочный карман, и необ-ходимо повторить операции пунктов 3, 4 и 5; 6) Опускаем инструмент для соединения ясса с головкой патрона; 7) Поднимаем инструмент. Этим мы вытаскиваем клапан из посадочного места в кармане. Если клапан застрял в посадочном месте, движением вниз можно отсо-единить инструмент от него и поднять наверх. 3.3. Монтаж фонтанной арматуры Прежде чем направить ФА для монтажа, ее подвергают в газопромысловых мастерских осмотру, проверке и гидравлическому испытанию на пробное давле-ние 17, с.344. При предварительной проверке ФА особое внимание следует об-ращать на тщательную установку уплотнительных прокладок и надежное креп-ление фланцевых соединений. При монтаже фонтанной арматуры на скважине следует иметь в виду возможность газовых проявлений, исключающих, из-за опасности взрыва, применение самоходных грузоподъемных устройств. Однако вследствие большой массы и громоздкости ФА необходимо пользоваться раз-личными устройствами, облегчающими и ускоряющими монтаж. Например, бу-ровая талевая система может быть использована для подтаскивания, монтажа и демонтажа ФА. При креплении фланцевых соединений во избежание перекоса и для увели-чения надежности уплотнения, диаметрально расположенные болты следует затя-гивать попеременно за три или четыре приема. 3.3.1. Подготовка арматуры к монтажу Перед установкой ФА необходимо 18: - проверить правильность сборки всех фланцевых соединений, обращая внимание на равномерность затяжки шпилек и параллельность привалочных поверхностей парных фланцев; - тщательно протереть уплотнительные канавки привалочных фланцев елки и трубной головки и прокладки; убедиться в отсутствии повреждений; нанести на канавки и прокладки смазку (солидол); - установить заглушки на нижний фланец крестовика трубной головки и фланцы дросселей; - спрессовать соединения и уплотнения водой при давлении, равном рабочему, на прочность и герметичность. При этом все задвижки должны находиться в полу-открытом положении; - спрессовать воздухопроводы и пневмопривод воздухом или инертным газом с номинальным давлением 1 МПа. Давление контролировать по манометру; - проверить правильность показаний шкалы регулируемого дросселя, для чего путем вращения маховика привести наконечник в соприкосновение с насадкой. При этом стрелка должна показывать на нулевую отметку; - проверить и при необходимости изменить пределы срабатывания пилотов. 3.3.2. Монтаж арматуры Перед перфорированием ЭК устье скважины оборудуется крестовиной трубной головки с манифольдом. На верхний фланец крестовины устанавливает-ся прострелочная задвижка или превентор. К струне затрубного пространства подводится нагнетательная линия, на которой должны быть установлены мано-метр и обратный клапан. Нагнетательная линия подвергается гидравлическому испытанию на полуторакратное наибольшее рабочее давление, ожидаемое на устье скважины, а прострелочная задвижка с крестовиной - на давление, допуска-емое для колонны данной скважины. После перфорирования демонтируется прострелочная задвижка, а затем, при наличии на устье превентора, спускается колонна НКТ со скважинным обо-рудованием. На муфтовую подвеску или переводную катушку навинчивают последнюю трубу скважинного трубопровода. На крестовину (тройник) трубной головки устанавливается фонтанная елка. При этом все задвижки должны быть открыты. Металлические прокладки и уплотнительные канавки фланцев тщательно очищаются от загрязнений, продуктов коррозии и механических повреждений. Особое внимание следует обратить на тщательную сборку фланцевых соедине-ний, правильное расположение прокладок, равномерную затяжку шпилек с со-блюдением одинакового зазора между фланцами. Соединение арматуры с манифольдом и далее манифольда с отводящими линиями осуществляется приваркой к ответным фланцам соответствующих па-трубков. Фланец к патрубку приваривают сплошным швом посредством элек-трода типа Э42А и Э46А. Сварка должна проводиться дипломированным свар-щиком. На скважинах, продукция которых содержит сероводород, после сварки проводят термообработку сварного шва, а затем его дефектоскопию. Проводится обвязка распределителей с пневмоприводными задвижками с помощью воздухопроводов, при этом особое внимание обращают на равномер-ную затяжку накидных гаек. Пневмоприводная дистанционно управляемая за-движка и отсекатели соединяются с помощью воздухопроводов со СУ. Воздухопроводы спрессовываются давлением 1,5 МПа. Конечные выключатели пневмоприводных задвижек соединяются электро-проводкой со СУ. Работа пневмоприводной дистанционно управляемой задвижки проверяется со СУ. Также проверяется соответствие положения затворов пневмо-приводных задвижек по светосигнальным лампочкам на СУ. После установки на устье скважины ФА спрессовывается давлением, допу-стимым для лифтовой и эксплуатационной колонн. 3.3.3. Эксплуатация и ремонт арматуры Перед освоением скважины необходимо проверить: - плавность открытия - закрытия всех запорных устройств арматуры и наличие смазки в полости корпуса и затвора путем ее контрольной набивки; - затяжку всех фланцевых соединений (при необходимости подтянуть шпильки); - соответствие направления стрелки на корпусах задвижки и регулируемых дрос-селей направлению потока среды из скважины; - правильность положения указателя «открыто - закрыто» затвора задвижки; - правильность подсоединения обвязки воздухопроводов пневмосистемы; - правильность подсоединения обвязки пневмосистемы и монтажа электропро-водки пневмоприводных задвижек; - правильность установки втулки указателя на регулируемых дросселях. Для это-го вращением маховика наконечник доводят до упора в седло. При этом нулевая отметка находится на уровне торца втулки штока. В этом положении втулка ука-зателя надежно закрепляется на штоке с помощью стопорного винта); - плавность движения шибера при подаче давления 1 МПа поочередно в верх-нюю и нижнюю полости цилиндра задвижки с дистанционным управлением и за-движки-отсекателя. Для надежной работы каждой задвижки после полного ее закрытия необхо-димо повернуть маховик на 1/4 оборота в направлении открытия. После освоения скважины следует провести поднабивку смазки ЛЗ-162 или «Арматол-238» (для коррозионных сред) в узлы уплотнений штоков, шпинделей и затворов корпусов задвижек. Перед началом работы все стволовые запорные устройства должны быть открыты, а все запорные устройства на боковых отводах - закрыты, за исключе-нием того, к которому крепится фланец с манометром для замера давления в за-трубном пространстве. На боковых отводах ФА устанавливаются нужного сечения сменные втулки дросселя. Для вывода скважины на необходимый режим эксплуатации проверя-ется давление в трубах и в затрубном пространстве. На всех режимах работы скважины давление в ФА не должно превышать рабочего. Категорически запрещается эксплуатировать задвижки в полуоткры-том положении затвора. В процессе работы при необходимости замеряют температуру проходящей среды и нагнетают смазку в работающее запорное устройство. Температуру за-меряют с помощью термометров через термокарман. Для этого поток среды с рабочей струны переводят на запасную, при ее наличии, закрыв запорное устройство рабочей струны. Затем рабочую линию разрежают через вентиль, снимают пробку и на ее место устанавливают термокарман с термометром. За-порное устройство открывают, вновь переводят поток на рабочую струну, заме-ряют температуру среды, снова закрывают его, разрежают линию, заменяют термокарман пробкой и переводят поток среды снова на рабочую струну. В работающую задвижку нагнетают смазку при помощи специального нагнетателя. Для этого необходимо снять колпак обратного клапана, подсоеди-нить к нему нагнетатель и с помощью рычага нагнетать смазку в корпус до тех пор, пока давление на манометре нагнетателя не будет выше давления на мано-метре верхнего буфера арматуры на (0,5-1) МПа. Первоначальная заправка смазкой проводится на заводе-изготовителе. В процессе эксплуатации смазку до-бавляют через каждые 20 открытий-закрытий, но не реже, чем через 3 мес. Нагнетание смазки ЛЗ-162 в сальниковые узлы проводится через клапаны нагне-тателем. Так как задвижка с завода поступает отрегулированной, изменять положение регулировочного винта или гайки в процессе эксплуатации не допус-кается. Открытие задвижки осуществляют с пульта управления путем подачи рабо-чего газа в нижнюю полость цилиндра пневмозадвижки. При необходимости аварийного открытия или закрытия пневмоприводных задвижек, если не сработало автоматическое управление, используют узел ручно-го управления. Как в период эксплуатации скважины, так и при проведении технологиче-ских операций давление в ФА не должно превышать рабочее. В процессе эксплу-атации в работе ФА возможны неисправности (табл.3.1). Таблица 3.1. Неисправности ФА и способы их устранения. Неисправность Вероятная причина Способ устранения 1 2 3 Уплотнение фланцевых соединений Нарушение герметичности уплотне-ний фланцевых соединений Недостаточно затянуты шпильки Затянуть шпильки Повреждение или износ прокладки Заменить прокладку, нанести пред-варительно на нее смазку ЛЗ-162 или "Арматол-238", для чего закрыть за-движки до и после фланцевого со-единения, разрядив полость от дав-ления и разболтить фланцевое со-единение Задвижка пневмоприводная с дистанционным управлением, рассчитанная на 70 МПа Задвижка не управляется со станции управления Вышел из строя соленоидный клапан Заменить клапан. Заменить солено-идную катушку Разрыв трубки пневмопривода Заменить трубку Вышли из строя уплотнительные кольца поршня пневмоцилиндра Заменить кольца в ремонтной ма-стерской Неполадки в электросети Устранить неполадки в электросети Продолжение табл. 3.1. 1 2 3 Пневмоприводная задвижка-отсекатель, рассчитанная на 70 МПа (рис.3.5) Задвижка не управляется автомати-чески при подаче давления в цилиндр со СУ Пропуск через соединения воздухо-проводов Затянуть накидные гайки Вышли из строя резиновые уплотне-ния Заменить уплотнения Вышли из строя уплотнительные кольца пилота Заменить уплотнительные кольца Разрыв трубки пневмопривода Заменить трубопровод Вышли из строя кольца поршня пи-лотов Заменить уплотнительные кольца Регулируемый дроссель Пропуск продукции в месте соедине-ния конических поверхностей корпу-са и втулки штока Нарушение прочности резинового кольца Заменить резиновое кольцо на новое Пропуск продукции через сальнико-вые уплотнения Износ шевронных манжет Заменить весь комплект манжет Ненадежное стопорение штока с по-мощью стопорного болта Изношена латунная подушка Заменить латунную подушку Нарушен режим работы скважины Эрозионный износ конического наконечника или седла Заменить изношенную пару Несоответствие положения указыва-ющей втулки положению коническо-го наконечника в седле Ослабло крепление указывающей втулки на штоке Укрепить втулку с помощью стопор-ного винта, предварительно приведя шток и втулку в нулевое положение Задвижка с ручным приводом, рассчитанная на 70 МПа Пропуск в уплотнении шпинделя и штока задвижки Вышла из строя манжета, отсутствие пасты в полости манжет Набить пасту в полость манжет Задир шейки шпинделя или штока Передать в ремонтную мастерскую Резкое возрастание крутящего мо-мента при отсутствии пропуска в за-творе Поломка подшипника Заменить Замерзание гидрата Прогреть корпус Отсутствие смазки в корпусе под-шипника Закачать смазку ЛЗ-162 или "Ар-матол-238" в корпус подшипника Пропуск среды через разрядную пробку Попадание на конусное гнездо под шарик инородных частиц или рако-вины на шарике Очистить конусное гнездо при отсут-ствии давления в задвижке. При необходимости заменить шарик Пропуск среды через затвор задвиж-ки Отсутствие уплотнительной смазки в резервуаре щеки Заполнить резервуар щеки смазкой Задиры уплотнительных поверхно-стей Устранить в ремонтной мастерской Износ гнезда или щеки То же Заклинил затвор задвижки, невоз-можно повернуть маховик Загрязнение рабочих поверхностей щек и плашек Устранить в ремонтной мастерской промывкой Попадание в полость задвижки воды или конденсата, которые замерзают в зимнее время при отсутствии смазки в корпусе задвижки Нагреть задвижку паром или горячей водой. Удалить воду и закачать в корпус смазку Продолжение табл. 3.1. 1 2 3 Пропуски среды через прокладку из-под кулачковой гайки Недостаточно затянуто уплотни-тельное кольцо Подтянуть кулачковой гайкой Промыв прокладки Заменить прокладку после отключе-ния задвижки Пропуск через прокладку обратного клапана Ослабло резьбовое соединение Подтянуть резьбу Пропуск через центральный канал в обратном клапане Нарушение герметичности пары ша-рик-конус Заменить клапан. Завернуть крышку клапана до уплотнения конусом цен-трального канала Задвижка не полностью открывается или закрывается Наличие в корпусе песка или раство-ра Снять задвижку, промыть, заполнить корпус смазкой 3.4. Установка и извлечение пакера Гидравлически устанавливаемый пакер модели StratoSeal спускается на ме-сто установки в составе колонны НКТ. Для закрепления плашек на внутренней стенке ОК и деформации уплотняющего элемента необходимо создать давление внутри ствола пакера минимум 24 МПа 11. Перед созданием давления внутрь ствола пакера бросается шарик, который садится в седло башмачного клапана. Жидкость под давлением, попадая в полость цилиндра через канал, перемещает поршень вверх, который, срезая штифты, своей конусной поверхностью застав-ляет плашки натягиваться на конус и, раздвигаясь радиально, заякориваться за стенку ЭК. При возрастании давления срезаются винты, и верхний конус, перемещаясь вверх вместе с обоймой, сжимает манжеты, герметизируя пространство между пакером и стенкой ЭК. Одновременно стопорная шлипса, перемещаясь по насеч-кам поршня при движении его вверх, препятствует его возврату. Пакер извлекается на колонне подъемных труб. Специальный инструмент для его извлечения спускается на колонне НКТ или бурильных труб до места установки пакера. После создания усилия, равного 68 кН, необходимого для фиксирования замка в посадочном кольце, инструмент поднимают. Штифт поса-дочного кольца срезается и кольцо упирается в нижнюю часть ствола. При дви-жении ствола вверх вместе с инструментом пакерующий элемент возвращается в первоначальное состояние, плашки разжимаются, пакер освобождается от ОК и извлекается. 3.5. Неисправности оборудования для эксплуатации газовых скважин Таблица 3.2. Неисправности оборудования для эксплуатации газовых скважин и способы их устранения. Неисправность Вероятная причина Способ устранения 1 2 3 Распределитель направляющий Преждевременное срабатывание Неправильная регулировка пружины Отрегулировать пружину Поломка пружины клапана Заменить пружину Падение давления в сигнальной ли-нии (утечки) Негерметичен клапан Разобрать клапанное устройство, осмотреть, очистить клапан Контрольное давление ниже 2,5 МПа Перевести поршень в нейтральное положение Несрабатывание распределителя при изменении давления под поршнем Заклинило поршень Закрыть вентиль под поршнем. Снять и разобрать распределитель, прочи-стить поршень и после проверки движением его вручную собрать и установить на трубопроводе Неправильно настроен распредели-тель Настроить распределитель на требу-емые пределы давлений Пилот не перекрывает сигнальную линию Недостаточно давление в выкидном трубопроводе Повернуть ручку и привести поршень в нейтральное положение Станция управления СФК-60 с электроприводом насоса При нажатии на кнопку "пуск" насос станции не работает Не включен тумблер датчика давле-ния Включить тумблер. О включении тумблера будет свидетельствовать зажженая лампа Контакты манометров станции и на скважине установлены на нуль Установить контакты манометров на требуемые пределы давления Не включен автоматический выклю-чатель Включить автоматический выключа-тель Вышли из строя предохранители Заменить предохранители После включения насоса давление создается, а после остановки насоса происходит быстрое его падение Имеются утечки в гидросистеме Проверить и затянуть все трубопро-водные соединения Имеются утечки в присоединенных к станции устройствах распределителя (направляющем или клапане-отсекателе) Устранить утечки. Клапан-отсекатель извлечь и осмот-реть Негерметичен запорный орган раз-грузочного клапана Разобрать разгрузочный клапан и проверить запорный орган При работе насоса не создается дав-ление в гидросистеме Негерметичен запорный орган раз-грузочного клапана Разобрать разгрузочный клапан и проверить запорный орган Продолжение табл. 3.2. 1 2 3 Малая длина хода штока насоса, система долго заполняется рабочим агентом Увеличить длину хода штока насоса Клапан-отсекатель Weatherford 3-1/2 W-10 Наблюдается падение создаваемого давления в трубке управления Нарушены манжеты Извлечь клапан-отсекатель, осмот-реть и заменить манжеты Нарушено соединение трубки управ-ления с клапаном-отсекателем Проверить и подтянуть накидные гайки соединения Наблюдается утечка продукции скважины в закрытом клапане-отсекателе Повреждена пара "седло-тарелка" Заменить седло клапана или прите-реть тарелку к седлу Негерметичен уравнительный клапан Извлечь и разобрать клапан-отсекатель, осмотреть уравнитель-ный клапан. При необходимости провести притирку пары клапана При снятии давления в трубке управ-ления клапан-отсекатель закрывает-ся медленно или не закрывается Забита трубка управления Извлечь клапан-отсекатель и прока-чать трубку управления Заклинило шток Извлечь и разобрать клапан-отсекатель, заменить пружину Клапан ингибиторный Клапан не срабатывает Забился проход Извлечь клапан, очистить и оттари-ровать Камера скважинная (карман) После замены глухой пробки на ин-гибиторный клапан наблюдается утечка Не посадили ингибиторный клапан Досадить Негерметичны обратный клапан и пара "шар-седло" Поднять клапан и устранить дефекты Резъединитель колонны Не происходит разъединение колонн после разгрузки труб и перемещения цанги Недостаточная разгрузка труб Дополнительно разгрузить трубы, переместить цангу и повторить разъ-единение Отсутствие герметичность после со-единения колонны Вышли из строя манжеты Извлечь колонну и заменить манжеты После соединения колонны отсут-ствует зацепление с оставляемой ча-стью Вышла из строя цанга Извлечь колонну, заменить цангу Пакер гидравлический Stratoseal Давление поднимается до необходи-мой величины, но башмачный клапан не срывается Число и материал срезных винтов выбраны неправильно Спустить кувалду и ударами меха-нического ясса срезать башмачный клапан Имеется утечка на участке "ствол пакера-башмачный клапан" Устранить утечку Имеется противодавление пласта Давление посадки увеличить до ве-личины, равной противодавлению пласта, и если клапан вновь не среза-ется, опустить кувалду и срезать клапан механическим путем Наблюдается утечка при опрессовке посадочного пакера Башмачный клапан срезался преж-девременно Спустить приемный клапан и доса-дить пакер Неправильно выбран наружный диаметр пакера Извлечь и заменить пакер Продолжение табл. 3.2. 1 2 3 Негерметичны подъемные трубы или составные части комплекса Герметичность скважинного обору-дования проверить установкой глу-хой пробки. При негерметичности извлечь 3.6. Оборудование устья для проведения канатных работ Для проведения канатных работ в скважинах под давлением применяется комплекс оборудования ОУГ-80×500 (рис.3.6). Оно состоит из узла уплотнения проволоки 1 с направляющим роликом, трехсекционного лубрикатора 2, мано-метра с разделителем 3 и трехходовым вентилем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, цепи 6, монтажной мачты 8 и стяжного ключа 7 и полиспаста 9 19. Узел уплотнения проволоки (рис.3.7) с направляющим роликом состоит из корпуса 2, внутри которого размещены резиновые уплотнители 3 с отверстиями под проволоку диаметром 2,4 мм. Уплотнители поджимаются сверху через нажимную втулку 4 гайкой 5. В корпусе под резиновыми уплотнителями распо-ложена свободно перемещающаяся армированная металлом резиновая втулка 1, герметизирующая уплотнитель при обрыве проволоки. Она позволяет заменить резиновые уплотнения под давлением при их выходе из строя. На корпусе уплот-нителя на подшипниках 7 установлен кронштейн 8, вращающийся вокруг верти-кальной оси. В верхней части кронштейна расположен ролик 6, обеспечивающий направленное движение проволоки при ее движении. Секции лубрикатора изго-тавливаются из НКТ, рассчитанных на давление большее, чем на устье скважины. Трубы выбираются такого диаметра, чтобы можно было обеспечить прием всех инструментов, спускаемых или поднимаемых на проволоке. Длина каждой секции 2,5 м. Они соединяются между собой быстросборными соединениями с резино-выми уплотнительными кольцами. Для удобства и безопасности ведения работ стараются уменьшить число секций до минимума, при этом общая длина их должна обеспечивать прием самого длинного набора спускаемых в скважину ин-струментов. Превентор плашечный (рис.3.8) состоит из корпуса 3, имеющего верти-кальный проход 76 мм, крышек 2, плашек 5, винтов 1 и перепускного клапана 4. Для соединения превентора с лубрикатором и нижним патрубком преду-смотрены быстросборные соединения со стволовой задвижкой арматуры. Плаш-ки выполнены из пустотелого бронзового цилиндра с привулканизированными уплотнениями. От проворачивания при ее перемещении предохраняет шпонка 6. На наружной поверхности плашки имеются каналы для выравнивания давления, что облегчает ее перемещение и увеличивает прижатие плашек друг к другу при перекрытии устья скважины. Для облегчения открытия превентора под давлением на боковой стенке корпуса установлен перепускной клапан, который уравновешивает давление под и над плашками. При выравнивании давления необходимо вывернуть пробку пе-репускного клапана до упора в ограничительный винт. К нижнему натяжному ролику крепится индикатор, показывающий натяже-ние проволоки. Измеритель натяжения проволоки (индикатор) ИН-1 предназначен для ви-зуального контроля натяжения проволоки при СПО, проводимых с помощью ка-натной техники. Он состоит из силоизмерительного датчика растяжения, измери-тельного прибора, комплекта соединительных кабелей. Датчик (рис.3.9) выполнен на базе мембранного чувствительного элемента 1. Мембрана состоит из двух стоек, которые снабжены элементами дифференци-ального индуктивного преобразователя, перемычкой 2 и магнитопроводом с ка-тушкой 3. На корпусе 4 датчика установлен штепсельный разъем 5. Для включе-ния в силоизмерительную цепь датчик оборудован двумя серьгами 6, одна из ко-торых сочленена с корпусом, а вторая - с центральным стержнем мембраны. Техническая характеристика ИН-1 Максимальное замеряемое усилие, кН……………………………………………………9,8 Пределы измерения усилий, кН………………………………………………….….…..0…3,92 0…5,88 0…9,8 Угол перегиба проволоки на оттяжном ролике, градус………………………………..95 ± 2 Основная погрешность, % ………………………………………………………………..± 2,5 Дополнительная погрешность, % при изменении температуры окружающей среды в рабочем диапазоне на каждые 10°С………………………………………………………………………1,0 при изменении напряжения источника питания 12 ± 1,5 В………………………1,0 Максимальная скорость движения проволоки, м/с……………………………………….6,0 Диаметр проволоки, мм…………………………………………………………………1,6 + 2,6 Потребляемая мощность, Вт, не более…………………………………………………….10 Силоизмерительный датчик растяжения преобразует усилия растяжения в пропорциональный электрический сигнал. Устройство ИН-1 в комплекте работает следующим образом (рис.3.10). Силоизмерительный датчик нагрузки 3 устанавливается последовательно с цепью 2, связывающей оттяжной ролик 4 с ФА 1 скважины. Проволока 5 на от-тяжном ролике делает перегиб, угол которого равен 95±2°, для обеспечения по-казаний в пределах основной погрешности прибора. Для измерения натяжения проволоки применяется также гидравлический индикатор (рис.3.11). Он состоит из трех элементов: индикатора веса 3, комплек-та шлангов 2, датчика нагрузки 1. Датчик нагрузки 1 преобразует измеряемую нагрузку в гидравлический сигнал и подает его на индикатор. Это осуществляется чувствительной диафраг-мой, расположенной в корпусе датчика. Сигнал передается с помощью шлангов. Шланги при необходимости можно удлинить. Индикатор предварительно заполняется специальной жидкостью через кон-трольный клапан. Для этого можно использовать ручные насосы. Для работы индикатор устанавливается при помощи кронштейна на пульте лебедки. Перед установкой следует убедиться в исправности индикатора, для че-го необходимо установить шкалу индикатора на нуль. Далее следует приложить нагрузку на прибор, не превышающую 75% значения шкалы, затем снять нагрузку и отрегулировать индикатор таким образом, чтобы стрелка оказалась на нуле. После осуществления указанной операции прибор готов к работе. Размер файла: 13,3 Мбайт Фаил: 
(.rar)
Скачано: 2 Коментариев: 0 |
||||
Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них. Опять не то? Мы можем помочь сделать! |
||||
Вход в аккаунт:
Страницу Назад
Cодержание / Нефтяная промышленность / Скважинное оборудование для эксплуатации в скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Вход в аккаунт: