Файл: Справочник по нефтепромысловому оборудованию..pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 350

Скачиваний: 9

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

РИС. 7. Дроссель иа рабочее давление 35 МПа:

а — регулируемый;

б — не­

регулируемый;

/ — шпин­

дель;

2 — корпус

насадки;

3 — сменная насадка; 4 —

втулка;

5 — заглушка

Приспособление для смены задвижек под давлением

Предназначено для смены и установки задвижек на боковых отводах фонтанной елки и трубной головки фонтанной арматуры и ко­ лонной головки, находящихся под давлением. Приспособление позволяет снимать запорные устройства и устанавливать вместо них пробки, остав­ ляя только по одному запорному устройству на каждом отводе. При

опрессовке колонной

головки

запорные

устройства,

находящиеся тю

одну сторону крестовины,

также заменяются съемными пробками.

Приспособление

(рис.

8)

состоит из

корпуса в

сборе, цилиндра,

крышки и штока с поршнем, замкового устройства, с помощью которого проводятся установка и съем резьбовой пробки. Шток выполнен с од­ ного конца под стандартный маховик задвижки фонтанной арматуры, а на другом имеет высадку в виде квадратного наконечника под шести­ гранный ключ. Шток, перемещаясь за счет разности площадей при оди­ наковом давлении в объемах А и Б приспособления, подает к резьбе крестовины через открытую задвижку обратный клапан. Перемещение поршня и подача пробки проводятся регулированием давления в надпоршневой полости с помощью вентиля. Привод приспособления гид­ равлический. Техническая характеристика приспособления приведена ниже.

РИС. 8. Приспособление ПСЗД-700 для смены задвижек под давлением (а) и узел сборки обратного клапана при вывинчивании (б):

Л, Б — объемы: 1 — обратный клапан; 2 — шестигранный ключ; 3 — корпус; 4 — уп­ лотнение штока; 5 — цилиндр; 6 — вентиль; 7 — разрядная пробка; 8 — крышка; 9 — маховик; 10 — шток; 11 — винт; 12 — пружинный сегмент; 13 — резьбовая пробка

Диаметр проходного присоединительного флан­

52

ца, мм

. .

Рабочее давление, МПа

70

Длина хода штока,

мм

550

Габариты, мм

виде, кг

1650X355X290

Масса в собранном

42

Оборудование для одновременной раздельной добычи нефти фонтанным способом

Для одновременной раздельной эксплуатации нефтяных скважин многопластовых месторождении служат установки типа УФ2П (УФЭ, УФП, УФП2) с параллельной подвеской подъемных труб для двух плас­ тов.

В трубной подвеске подъемных труб фонтанной арматуры преду­ смотрена возможность установки через стволы елки обратных клапанов,

позволяющих

демонтировать фонтанную

елку

без

глушения скважины,

а также проводить

технологические операции

в

процессе

эксплуатации

и ремонта раздельно по пластам.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Условное

обозначение фонтанной

установки

типа

УФ2П:

У — уста­

новка, Ф — фонтанная,

2П — с

двумя

параллельными

рядами

подъем­

ных труб,

а

и б — схемы фонтанной

елки по ОСТ 26-02-892—73 соот­

ветственно

с

одним

и

двумя

боковыми

выкидами

для

каждого пла­

ста, первое

число после

букв — рабочее давление,

второе число — наруж-


ный

диаметр

пакера. Например, УФ2Па-210-136 или УФЗПб-210-185

(табл.

6).

 

Установки состоят из наземного и скважинного оборудования.

Наземное

оборудование установки УФ2Па-210-118 (рис. 9, а ) — фон­

танная арматура моноблочного типа АФП-а2х40-210 с двумя парал­ лельными проходами в стволе и двумя выкидами.

В трубной головке фонтанной арматуры подвешиваются параллельно два ряда подъемных труб.

Скважинное оборудование состоит из пакера 2ПД-ЯГ-118-500 и циркуляционного клапана КЗ-28-210, спущенных на первом ряду подъ­ емных труб.

Для обеспечения спуска второго параллельного ряда на муфты труб надеваются разрезные конические кольца.

Посадка пакера осуществляется гидравлическим путем.

Клапан КЗ может быть открыт или закрыт шариком, спущенным с устья на проволоке. В открытом положении клапан обеспечивает цир­ куляцию жидкости через затрубное пространство и полость подъемных

труб первого

ряда, что позволяет проводить освоение нижнего пласта,

а также глушение или промывку.

Наземное

оборудование установки УФ2Па-210-136 (рис. 9, б ) — фон­

танная арматура типа АФП-а2х50-210 (АФМ-50Х50-210) моноблочного типа.

Скважинное оборудование включает циркуляционный клапан 2КП-73-210, пакер ПН-ЯМ-136-210 с якорем ЯП -136-500, спущенные на первом ряду подъемных труб.

В отличие от УФ2Па-210-118 для улучшения освоения нижнего пла­ ста и ремонтно-профилактических работ через клапан, якорь и пакер пропущен хвостовик, подвешенный в первом ряду подъемных труб на глухой подвеске (см. рис. 9, б, 5).

Наземное оборудование установки УФ2П6-210-145 (рис. 9, в) — фонтанная арматура АФП-665-50-210 блочного типа. Скважинное обо­

рудование

состоит из

двухпроходного

пакера

ПД2-ЯГ-145-210, пробки

П-40, перфорированной трубы и конических колец для муфт.

Пакер

спускается

в скважину на первом ряду подъемных труб, за­

тем спускается второй

ряд подъемных

труб и

наконечник второго ряда

с уплотнительными кольцами заводится во второй канал двухпроходного пакера.

После посадки наконечника второго ряда осуществляется посадка па­ кера созданием давления жидкости во втором ряду подъемных труб.

Освоение

пластов

проводится нагнетанием

жидкости

по

второму

ряду труб с вытеснением по первому ряду

и затрубному

прост­

ранству.

 

 

 

 

 

 

Эксплуатация осуществляется после посадки пробки в перфориро­

ванную трубу: нижнего

пласта — через второй ряд

подъемных труб, верх­

него — через первый ряд.

 

 

 

 

В комплект поставки входят фонтанная арматура, пакер в

собран­

ном виде, комплект разрезных колец, запасные

части

и

инструмент.

Кроме того,

в установке УФ2Па-210-118 имеется клапан

КЗ-28-210, в ус-


Техническая характеристика установок

УФ2П

 

 

Шифр

УФ2 Па-210-118

У Ф2Па -2 10-136

УФ2П6-2 10-145

Условный

диаметр

эксплуатационной колонны труб по ГОСТ

146

168

168

632—80, мм

 

 

21

73X48

Рабочее давление, МПа

 

Допустимое сочетание условных диаметров насосно-компрессорных

В48Х48

60X60

60X60

труб первого и второго рядов, мм

60X48

60X48

Условный диаметр прохода фонтанной арматуры, мм:

40X40

50X50

65X50

стволов

 

боковых выкидов

 

 

50

 

Максимальный диаметр насадки дросселя, мм

118

20

145

Наружный диаметр

пакера, мм

136

Рабочая среда

 

Нефть,

газ, пластовая

вода

Температура рабочей среды, не более, К

 

373

 

Габариты

оборудования, мм:

 

 

 

наземного:

 

2365

2170

2800

длина

 

 

ширина

 

940

310

ИЗО

высота

 

1200

1200

1585

скважинного:

 

118

136

145

диаметр

 

длина

(без подъемных труб)

2565

3730

1944

Масса оборудования,

кг:

1050

1120

1320

наземного

подъемных труб)

скважинного (без

119

164

280


тановке УФ2Па-210-13б — якорь ЯГ1-136-500, клапан

2КП-73-210 и глу­

хая подвеска, в установке УФ2П6-210-145 — пробка

П-40 и перфори­

рованная труба.

 

Фонтанная арматура АФП

Предназначена для герметизации устья скважины, контроля и ре­

гулирования режима работы двух пластов.

 

 

 

 

АФП-а2х50-210

применяется

в установке

типа

УФ2Па-210-136,

АФП-а2х40-210 — в

установке

УФ2Па-210-118,

а

АФП-665-50-210 —

в установке УФ2П6-210-145.

 

 

 

 

 

Условное обозначение фонтанной арматуры типа

АФП: А — арма­

тура, Ф — фонтанная,

П — с параллельной

подвеской

подъемных

труб,

а, б — обозначение схемы фонтанной елки

по ОСТ 26-02-892—73

соот­

ветственно с одним и двумя боковыми выкидами для

каждого пласта,

числа

50,

60, 65— условные

проходы

стволов елки

в

мм, 2x50 — два

ствола

с

условным проходом

50 мм,

210 — рабочее

давление. Например,

АФП-а2х50-210, АФП-665-50-210, АФПа60-2х50-210.

Основные технические характеристики арматур приведены в табл.6. Арматуры состоят из трубной головки и фонтанной елки.

Елка арматур АФП-а2х50-210 и АФП-а2х40-210 (см. рис. 9, а)

состоит из моноблока, в котором расположены две пары запорных уст­

ройств и боковых выкидов. В арматуре

АФП-665-210 (см. рис. 9, в)

елка состоит из двух самостоятельных

блоков с запорными устройст­

вами и боковых выкидов. Запорным устройством арматур служат пря­ моточные задвижки типа 23П-50-210 с плоскопараллельным шибером. Стволовые задвижки унифицированы с задвижками 23П-50-210.

В трубной головке в специальных трубодержателях подвешивается два параллельных ряда подъемных труб. От выброса из скважины трубодержатели удерживаются стопорными винтами.

Подвеска труб на трубодержателях позволяет проводить работы по исследованию и вскрытию пласта, а также спуск подъемных труб через противовыбросовое оборудование, устанавливаемое на корпус трубной головки. Для демонтажа фонтанной елки без глушения скважины, а так­ же для проведения работы по каждому пласту отдельно, предусмотрена возможность установки в трубодержателях обратных клапанов.

Оборудование для предупреждения открытых фонтанов

При эксплуатации фонтанных нефтяных и газовых скважин при­

меняются комплексы

устройств для

предупреждения

открытых фонта­

нов. Такие комплексы

выпускаются

для эксплуатации

индивидуальных

и групповых нефтяных и газовых скважин типа КУСА и КУСА-Э и га­ зовых скважин типа КПГ.

Комплексы типа КУСА и КУСА-Э могут обслуживать от одной до восьми скважин и в случае разгерметизации устья или отклонения ре­ жима работы от заданного обеспечивают перекрытие ствола управляе­


мыми скважинными клапанами-отсекателями типа КАУ как автомати­ ческим, так и принудительным путем с пультов наземных станций уп­ равления пневмогидравлического — СУ и электрогидравлического СУ-Э типов.

Применительно к различным условиям эксплуатации каждый комп­ лекс выпускается с несколькими схемами компоновки скважинного обо­ рудования. Число схем может достигать восьми.

Комплекс КПГ предназначен для индивидуальных газовых сква­ жин и в составе скважинного оборудования имеет автоматически закры­ вающийся при нарушении заданного режима отбора газа клапан-отсека- тель типа КА.

Комплексы управления скважинными отсекателями КУСА и КУСА-Э

Комплексы управления

скважинными отсекателями КУСА

(рис.

10, а, б) и КУСА-Э (рис.

10, в) предназначены для эксплуатации

фон­

танирующих нефтяных скважин и обеспечения герметичного перекрытия ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении па­ раметров работы скважин от заданных и при возникновении пожара. Комплексы позволяют проводить одновременно бурение, эксплуатацию и ремонты группы нефтяных и газовых скважин, расположенных на од­ ном кусте или морском основании.

Комплекс КУСА-Э применяется при наличии источника электроэнер­

гии напряжением 380 В, частотой

50 Гц,

комплекс КУСА — в местах,

где

электроэнергия отсутствует.

 

 

 

 

Каждый комплекс может обслуживать до восьми скважин (рис. 11)

одновременно.

 

 

 

 

 

Условное

обозначение КУСА: К — комплекс, У — управляемый,

С —

скважинный,

А — клапан-отсекатель, Э — с электрогидравлическим

управ­

лением, без буквы Э — с

пневмогидравлическим управлением, 89

или 73

после КУСА — условный

диаметр

колонны подъемных труб (в мм),

вто­

рое число — рабочее давление,

третье

число — наружный диаметр

па-

кера (в мм). Например, КУСА-89-350-136 и КУСА-73-500-145-Э. Наземное оборудование комплексов предназначено для работы в ус­

ловиях умеренной климатической зоны при температуре окружающего воздуха от 310 до 229 К и включает в себя фонтанную арматуру со­ ответствующих параметров со специальной катушкой для ввода в затрубное пространство и уплотнения трубки управления, станцию управ­ ления, направляющий распределитель, распределитель, температурный предохранитель и электроконтатный манометр (последний для КУСА-Э).

Скважинное оборудование предназначено для работы в среде нефти, газа, газоконденсата, пластовой воды с температурой не более 393 К, pH от 4,2 до 6,8 и содержанием механических примесей до 0,1 г/л и при­ менительно к многообразию условий работы в скважинах имеет восемь схем компоновки.

Состав оборудования по схемам и назначение приводятся соответ­ ственно в табл. 7 и 8.