Файл: Справочник по нефтепромысловому оборудованию..pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 472

Скачиваний: 10

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

при повышении температуры на устье выше 343 К, когда расплав­ ляется плавкий предохранитель;

при нарушении герметичности трубок управления.

Клапан-отсекатель может быть закрыт со станции управления при­ нудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Для группы скважин, управляемых одной станцией, при указанных

нарушениях происходит

одновременное закрытие всех скважин (табл.

9).

В

комплект поставки входят: наземное оборудование— станция

уп­

равления СУ-350В1 или

СУЭ-350В1, распределители, трубка управления

(L = 50

м), монтажные

части, скважинное оборудование в составе, ука­

занном

в табл. 7, в соответствии с требуемой схемой установки, а также

монтажные части, комплект управления — направляющий распредели­ тель КП, электроконтактный манометр (только для комплексов КУСА-Э), температурный предохранитель, трубка управления (L = 350 м), уплот­ нительное устройство, монтажные части.

Комплекс скважинного оборудования КПГ

Комплекс КПГ предназначен для эксплуатации индивидуальных газовых скважин, в составе продукции которых содержится углекислый газ или углекислый газ и сероводород одновременно, и обеспечивает автоматическое перекрытие ствола скважины при разгерметизации устья и подъемных труб, при увеличении дебита скважины и при возникнове­ нии пожара.

Комплекс скважинного оборудования позволяет осуществлять все технологические операции, связанные с эксплуатацией и ремонтом сква­

жины (рис. 12, табл. 10).

 

 

 

Условное

обозначение

комплекса КПГ: К — комплекс,

П — скважин­

ный,

Г — для

газовых скважин, первый ряд цифр после

букв — услов­

ный

диаметр

эксплуатационной колонны (в

м^), второй ряд цифр — ус­

ловный диаметр колонны

подъемных труб

(в мм), третий

ряд цифр —

рабочее давление. Например, КПГ-168-89-3501^1 и КПГ-178-89-350К2. Скважинное оборудование комплекса КПГ отличается от скважин­

ного оборудования КУСА-89-350 отсутствием верхнего циркуляционного клапана для аэрации жидкости в скважине при освоении, а также рас­ положением и типом клапана-отсекателя.

Клапан-отсекатель типа КА 10 (рис. 12) устанавливается в нижнем ниппеле совместно с уравнительным клапаном КУМ на замке 13К 9 и автоматически перекрывает ствол скважины при дебите скважины выше заданного. Клапан-отсекатель спускается после выхода скважины на заданный режим эксплуатации при помощи спускного инструмента из комплекта ИКПГ. В связи с повышенными Требованиями к подъемным трубам в комплексе предусмотрен ниппель ^ в который устанавлива­ ется клапан для поинтервальной опрессовки тру£.

При разгерметизации устья, после устра^ния причины разгермети­ зации клапан-отсекатель можно открыть с устья, повысив давление в трубах.


При разгерметизации элементов скважин­ ного оборудования или подъемных труб при помощи канатной техники инструментами ком­ плекта ИКПГ извлекается клапан-отсекатель,

в

штоке разъединителя колонны, остающемся

в

скважине, устанавливается глухая пробка,

проводится отсоединение разъединителя ко­ лонны от пакера и подъем скважинного обо­ рудования.

Назначение остальных составных частей комплекса и их управление идентично ком­ плексу КУСА-89-350.

В комплект поставки входят: телескопи­ ческое соединение СТ, ингибиторный клапан КИНГ, циркуляционные клапаны КЦГ и КЦМ, разъединитель колонны РК, пакер ЗПД-ЯГ, замок 13К, клапан-отсекатель КА, уравнитель­ ный клапан КУМ, ниппели клапана-отсекателя, опрессовочного и приемного клапанов в со­ бранном виде и комплект инструментов ИКПГ.

Станции управления СУЭ-350В1 и СУ-350 В1

Предназначены для управления скважин­ ными клапанами-отсекателями в комплексах типов КУСА-Э и КУСА соответственно, пер­ вая — при наличии источника электроэнергии, вторая — при отсутствии его (табл. 11).

Условные обозначения

станции

управле­

ния: С — станция,

У — управления,

Э — элек-

трогидравлического

типа,

без

буквы

Э —

пневмогидравлического типа,

350 — условное

рабочее давление,

В1— исполнение

по

защи­

щенности от воздействия воды по ГОСТ 17786—72. Например СУ-350В1 и СУЭ-350В1.

Станция управления СУЭ (рис. 13) со­ стоит из гидравлического блока, блока авто­ матики и блока управления, размещенных в шкафу, выполненном с учетом защищен­ ности от воздействия воды (В1) по ГОСТ 17786—72.

Гидравлический блок включает бак, дозаторный насос, разгрузочный, предохранитель­ ный и обратный клапаны.

В блоке управления предусмотрены электроконтактный манометр, настраиваемый на требуемые пределы пуска и остановки насоса,

РИС. 12. Комплекс скважин­ ного оборудования КПГ:

1

фонтанная

арматура:

2 — посадочный

 

ниппель;

3 — телескопическое

 

соеди­

нение

СТ;

4 — циркуляци­

онный

клапан

КЦГ; 5 —

ингибиторный

 

 

клапан

КИНГ;

 

6 — циркуляцион­

ный клапан

КЦМ;

7 — разъ­

единитель

 

колонны

РК;

8 — пакер

ЗПД-ЯГ;

9 — за­

мок

 

13К;

10 — клапан-от­

секатель

КА

и

уравнитель­

ный

клапан

КУМ;/ / — нип­

пель

 

для

 

клапана-отсека­

теля

и приемного

клапана;

12 — срезной

клапан

пакера


NO

00

Техническая характеристика КП Г

Показатели

 

 

 

 

 

 

 

Т А Б Л И Ц А 10

КП Г-168-89-350 К 1

КП Г-168-1 14-350 К 1

КП Г-178-1 14-350К1

КП Г-168-89-350 К2

КПГ-168-1 14-350 К2

КП Г - 178-89-350 К2

КП Г-178-1 14-350 К2

КПГ-273-168-140

Рабочее давление, МПа

 

 

 

 

35

 

 

 

14

Условный диаметр подъемных труб, мм:

89

 

114

89

114

89

114

 

по ГОСТ 633—80

 

 

по ГОСТ 632-80

ко­

 

I

168

Условный диаметр эксплуатационной

 

168

178

 

168

 

178

273

лонны труб по ГОСТ 632—80, мм

кла-

70

|

80

 

I 80

70

I 60

140

Минимальный диаметр прохода (без

70

пана-отсекателя), мм

 

 

 

 

1

 

 

 

 

Природный газ с содержа­

Природный газ с содержанием С02

Природный

Рабочая среда

 

 

 

нием С02 до 6 об. %

и H2S до 6 об. % (каждого)

газ без аг­

 

 

 

 

 

 

 

 

 

рессивных

Максимальная температура рабочей [сре­

 

 

 

423

 

 

 

компонентов

 

 

 

 

 

 

373

ды, К

 

 

 

 

4000

 

 

 

1500

Максимальная глубина спуска пакера, м

136

 

145

136

 

145

Максимальный наружный диаметр, мм

 

8820

9220

245

Длина (без подъемных труб) не более, мм

8820

410

9540

9540

9540

10 820

Масса (без подъемных труб) не более, кг

340

415

374

450

400

455

690


и

датчик

давления, отключающий

станцию

в случае

падения

давления

в трубках

управления до нуля.

 

 

 

 

 

 

Блок

автоматики

служит для

передачи

команд

с

блока управления

и

электроконтактного

манометра

6, установленного

на устье

(см. рис.

10, в), исполнительным механизмам. Блок состоит из магнитного пуска­ теля, промежуточных реле и понижающего трансформатора.

Для защиты электрических цепей и элементов от перегрузок служат автоматический включатель и предохранители.

Насос станции пускается

включением автоматического выключателя

и тумблера. Выключение датчика

давления сигнализируется лампоч­

кой.

 

 

При поступлении сигнала

от

электроконтактного манометра, уста­

новленного на устье, о нарушении режима работы скважины или о раз­ герметизации устья, блок автоматики приводит в действие разгрузочный клапан, в результате чего снижается давление в трубках управления и закрывается клапан-отсекатель.

Принудительно со станции управления этого же эффекта можно достичь, нажав кнопку «Стоп».

При отсутствии электроэнергии и в случае нарушения режима ра­

боты скважины

срабатывает

направляющий распределитель

5

(см.

рис.

10, в) у сбрасывает давление

в трубке управления, в результате

чего

закрывается клапан-отсекатель.

 

 

 

Открытие

клапана-отсекателя осуществляется нажатием

кнопки

«Пуск».

 

 

 

 

 

 

Станция

СУ

(рис. 14)

включает пневмогидравлический

насос,

бак

для рабочего агента, воздушные баллоны и элементы пневмогидроав­ томатики. Воздух для привода насоса берется от воздушного компрес­ сора или от баллонов, расположенных внутри станции. В насосе преду­ смотрен также ручной привод. Давление жидкости, подаваемой насо­ сом, превышает давление газа на вводе в насос в 60 раз и регистри­ руется на выходе из насоса манометром 4 и в трубке управления манометром 7. В сигнальной линии связанной с направляющим распре­ делителем 5, установленным на выкидной линии фонтанной арматуры

скважины (см. рис. 10,

а), с пусковым и разгрузочным клапанами, дав­

ление поддерживается

регулятором и регистрируется манометром 3

(рис. 14).

В гидравлической системе насоса предусмотрены обратный и пре­ дохранительный клапаны.

Для пуска станции в работу в автоматическом режиме шток пус­

кового клапана перемещается «на себя», при этом

маховик разгрузоч­

ного клапана должен быть отвернут до конца.

 

 

При нарушении установленного режима работы

скважины

сраба­

тывает направляющий распределитель, в результате

чего падает

давле­

ние в сигнальной линии, освобождается шток пускового клапана и раз­ грузочный клапан сбрасывает давление в трубке управления, тем самым закрывая клапан-отсекатель в скважине.

При местном управлении для закрытия клапана-отсекателя шток пус­ кового клапана перемещается в положение «на себя».