Файл: Справочник по нефтепромысловому оборудованию..pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 474

Скачиваний: 10

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

РИС. 10. Комплекс управления скважинными отсекателямн:

 

 

 

 

 

а — КУСА-89-350-136-8;

и — КУСА-73-500-118-8;

в — КУСА-89-350- 136-Э-8;

КУСА-73-500-

118-Э-8;

/ — станция

управления;

2 — трубка

управления; 3 — распределитель;

4 —

температурный предохранитель; 5 — направляющий

распределитель; 6 — электрокон-

тактный манометр;

7 — уплотнительное устройство;

8 — ниппель;

9 — клапан-отсека-

тель с

замком;

/0 — циркуляционный

клапан

освоения; // — телескопическое соеди*

нение;

12 — скважинная камера;

13 — ингибиторный

клапан;

14 — циркуляционный

клапан

аварийного

глушения; 15 — циркуляционный

клапан;

16 — разъединитель

ко­

лонны;

17 — пакер;

18 — ниппель приемного клапана;

19 — срезной

клапан пакера

 

Скважинное

оборудование

комплекса, собранное

по

одной

из схем

(см. табл. 7),

без

клапаиа-отсекателя

с замком спускается

в

скважину

на подъемных (насосно-компрессорных) трубах совместно с трубкой

управления (см.

рис. 10), соединенной с ниппелем и крепящейся

к тру­

бам хомутами.

Проверяется герметичность соединений трубки,

после

чего устье обвязывается фонтанной арматурой.

 

РИС. 11. Обвязка куста скважин комплексами КУСА или КУСА-Э:

/ — направляющий распределитель; 2 — трубка управления; 3 — распределитель; 4 — стойка

Комплексы управляемых скважинных

отсекателей

 

 

Т А Б Л И Ц А 7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Число

составных

частей

в схеме

 

Наименование составных

 

КУСА-89-350,

КУСА-89-350-Э

 

 

частей скважинного

 

 

 

 

 

 

 

 

оборудования

1

2

3

4

5

6

7

8

 

 

 

Замок клапана-отсекателя

1

1

1

1

1

1

1

1

Клапан-отсекатель

 

1

1

1

1

1

1

1

1

Ниппель клапана-отсекателя

1

1

1

1

1

1

1

1

Циркуляционный

клапан

1

1

1

1

1

1

1

1

для освоения

КЦМ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Телескопическое соединение:

 

1

 

 

1

1

 

1

СТ

 

 

 

 

 

 

СТ2

 

клапан

1

1

1

1

1

1

1

1

Циркуляционный

аварийного глушения КЦГ

 

 

 

 

 

 

 

 

Скважинная камера КТ

 

 

 

 

 

 

 

 

Ингибиторный

клапан::

 

_

_

1

_

1

1

1

КИНГ

 

 

 

КИНГС

 

клапан

1

1

1

1

1

1

1

1

Циркуляционный

КЦМ

колонны РК

_

_

1

_

1

—

1

1

Разъединитель

Пакер со срезным клапаном:

1

1

1

1

1

1

1

1

1ПД-ЯГ

 

 

2ПД-ЯГ

 

клапана

1

1

1

1

1

1

1

1

Ниппель приемного

 

 

 

 

 

 

П р о д о л ж е н и е т а б л . 7

 

 

 

 

Число составных частей в схеме

 

Наименование составных

 

КУСА-73-500,

КУСА-73-500-Э

 

 

частей скважинного

 

 

 

 

 

 

 

 

оборудования

 

1

2

 

4

5

6

 

8

 

 

 

 

 

Замок клапана-отсекателя

1

1

 

1

1

1

 

1

Клапан-отсекатель

 

1

1

 

1

1

1

 

1

Ниппель клапана-отсекателя

1

1

 

1

1

1

 

1

Циркуляционный

клапан

1

1

 

1

1

1

 

1

для освоения КЦМ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Телескопическое соединение:

 

 

 

 

 

 

 

 

СТ

 

 

—

—

 

—

—

—

 

—

СТ2

 

клапан

—

1

 

—

1

1

 

1

Циркуляционный

1

1

 

1

1

1

 

1

аварийного глушения

КЦГ

—

—

 

1

—

1

 

1

Скважинная камера КТ

 

 

Ингибиторный

клапан:

 

 

 

 

 

—

 

—

КИНГ

 

 

—

—

 

—

—

 

КИНГС

 

клапан

—

—

 

1

—

1

 

1

Циркуляционный

1

1

 

1

1

1

 

1

КЦМ

колонны РК

—

—

 

—

1

—

 

1

Разъединитель

 

 

Пакер со срезным клапаном:

 

 

 

 

 

 

 

 

1ПД-ЯГ

 

 

—

—

 

—

—

—

 

—

2ПД-ЯГ

 

 

1

1

 

1

1

1

 

1

Ниппель приемного клапана

1

1

 

1

1

1

 

1

Трубка управления уплотняется в катушке фонтанной арматуры уп­ лотнительным устройством.

Проводится посадка пакера гидравлическим путем с использованием срезного клапана. При преждевременном срезе его или при посадке пакера без него в ниппель с помощью цангового инструмента ИЦ из комплекта КИГК устанавливается (или сбрасывается с устья) прием­ ный клапан.

Разъединитель колонны при необходимости, а также в дальнейшем при проведении ремонтов позволяет отсоединять от пакера колонну подъем­ ных труб с вышерасположенным скважинным оборудованием без глуше­ ния скважины. Для этого в разъединителе колонны при помощи спуск­ ного инструмента из комплекта инструментов ИКПГ должна быть уста­ новлена глухая пробка.

После посадки пакера и опрессовки скважинного и наземного обо­ рудования при помощи циркуляционного клапана 10 (см. рис. 10) осу­ ществляется аэрация жидкости, а затем замещение раствора через циркуляционный клапан 15, который в последующем используется для промывки пробок и глушения скважины. Перед освоением для защиты поверхностей ниппеля и управляющей трубки в ниппель устанавливается предохранитель (защитная гильза).

Циркуляционные клапаны открываются и закрываются при помощи толкателя циркуляционного клапана из комплекта инструментов ИКПГ.

Через циркуляционный клапан 14, открывающийся гидравлическим способом, при аварийных ситуациях можно быстро заглушить скважину.

После выхода скважины на заданный режим эксплуатации канатной техникой с гидравлической установки типа ЛСГ1К-131 через оборудова­ ние устья типа ОУГ подъемным инструментом из ниппеля извлекается предохранитель, толкателем закрывается циркуляционный клапан 15 (см. рис. 10) и спускным инструментом устанавливается клапан-отсекатель

сзамком, при помощи которого он фиксируется в ниппеле.

Впроцессе эксплуатации ингибиторы коррозии и парафинообразования нагнетаются с устья в затрубное пространство через ингибиторный

клапан, который дозирует поступление ингибитора в подъемные трубы.

 

 

 

 

Т А Б Л И Ц А 8

Назначение комплексов

 

 

 

 

 

Температура

агрессивных

Номер

рабочей

Наличие

схемы

среды

компонентов

в продукции

нс

пышс,

К

 

 

 

1

353

Отсутствуют

 

 

2

393

То же

 

 

 

3

353

»

до

0,1

г/л

4

353

Имеются

5

393

Отсутствуют

 

6

393

То же

 

 

г/л

7

353

Имеются до 0,1

S

393

То же

 

 

 

В комплексе КУСА-500 ингибиторный клапан устанавливается в скважинной камере (см. рис. 10) при помощи спускного инструмента ИСК, состоящего из комплекта инструментов КИГК, после извлечения из кармана камеры глухой пробки, с которой камера спускается в сква­ жину. Телескопическое соединение служит для компенсации температур­ ных удлинений подъемных труб.

После установки клапана-отсекателя в работу включается станция управления. В трубке управления создается давление, превышающее ста­ тическое давление скважины на 2 МПа и удерживающее клапан в от­ крытом положении.

Закрытие клапана-отсекателя при работе в автоматическом режиме происходит в следующих случаях:

при повышении или понижении давления в выкидной линии фон­ танной арматуры за установленные пределы по сигналу от электрокон-

тактного манометра (см. рис. 10) (только для комплекса КУСА-Э)

и

при срабатывании направляющих распределителей;

 

Т А Б Л И Ц А

9

Техническая характеристика скважинного оборудования комплексов КУСА и КУСА-Э

 

 

0}

 

О

 

сг>

 

об

<N

ся

 

(О

СО

о

о

ю

СО

00

 

со

со

тг

чг

ЧГ

—

 

 

сч

ся

 

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

 

ю

ю

ю

ю

ю

ю

о

о

о

о

Основные параметры

СО

со

со

СО

со

СО

ю

ю

ю

ю

05

05

05

05

05

05

СО

СО

СО

СО

 

ОО

ОО

ОО

ОО

ОО

00

 

 

Г'-

 

 

<

<

<:

<

<

<

<

<

<

<

 

и

и

и

и

о

о

и

и

о

о

 

>5

*

>5

*

>5

>>

*

>5

*

>>

 

*

*

*

*

*

*

Условный диаметр

 

колонны

 

89

 

73

 

подъемных труб

по ГОСТ

 

 

 

 

 

633—80

(действует

с

1/1

 

 

 

 

 

1983 г.),

мм

 

МПа

 

 

35

 

50

 

Рабочее давление,

 

 

 

 

Максимальный

наружный

 

136

 

118

 

диаметр

(кроме

пакера)

не

 

 

 

 

 

более, мм

 

 

 

 

 

56

 

46

 

Минимальный диаметр про­

 

 

 

ходного отверстия

(без кла­

 

 

 

 

 

пана-отсекателя) не более,

 

 

 

 

 

мм

 

 

 

клапана

 

 

 

 

 

Глубина установки

 

 

 

 

 

отсекателя, м:

 

 

 

 

 

 

200

 

 

от уровня земли не более

 

 

 

 

от поверхности

моря

 

Не менее 30 и не более 200

 

Максимальная

м

глубина

 

3500

 

3500

спуска пакера,

 

 

 

136 |

140 |

145

118 |

122

Максимальный

(наружный)

диаметр,

мм

 

 

 

 

 

8679

 

11 235

Длина скважинного обору­

 

 

дования

(без

подъемных

 

 

 

 

 

труб по схеме 8), мм

 

681 695

687 701

697 711

680 686

693 699

Масса (без подъемных труб

по схеме 8), кг

Смотрите также файлы