ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.02.2024
Просмотров: 382
Скачиваний: 9
давления внутри корпуса якоря плашки выдвигаются наружу в радиаль ном направлении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны. При спуске якоря в положении, указанном на рис. 130, якорь будет препятствовать скольжению вверх. При отсутствии давления в трубах плашки возвращаются в исходное положение под действием пружин и происходит освобождение якоря (табл. 129).
Т А Б Л И Ц А 128
Техническая характеристика пакеров типа ПД-Г и 1ПД-Г
|
|
|
|
|
|
о |
о |
|
|
СЧ |
СЧ |
|
|
|
|
|
|
О |
О |
* |
* |
||
|
|
|
|
|
|
< |
СЧ |
О |
О |
||
|
|
|
|
|
|
СЧ |
CN |
СЧ |
СЧ |
||
|
|
|
|
|
|
00 |
СО |
||||
|
|
|
|
|
|
00 |
|
00 |
со |
||
|
|
Показатели |
|
|
00 |
СО |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
со |
||||
|
|
|
|
|
|
С[ |
|
|
и |
сС |
|
|
|
|
|
|
|
С |
*=С |
С[ |
|
||
|
|
|
|
|
|
с |
Е |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
С |
С |
С |
|
Наружный |
диаметр |
пакера, |
118 |
136 |
118 |
136 |
118 |
136 |
|||
мм |
|
давление |
(максималь |
|
|
|
|
|
|
||
Рабочее |
|
|
|
|
|
|
|||||
ный перепад давлений), МПа |
50 |
62 |
62 |
76 |
62 |
76 |
|||||
Диаметр |
проходного |
отвер |
|||||||||
стия пакера, |
мм |
|
|
|
Нефть, газоконденсат, |
вода |
|
||||
Рабочая |
среда |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
(техническая, промысловая, сточная, |
|||||
|
|
|
|
|
|
речная и морская) с содержанием: |
|||||
|
|
|
|
|
|
механических примесеи |
механиче |
||||
|
|
|
|
|
|
не более 25 мг/л (с ча |
ских |
приме |
|||
|
|
|
|
|
|
стицами |
размером не |
сей не более |
|||
|
|
|
|
|
|
более 0,1 |
мм) |
|
25 мг/л |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(с частицами |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
размером не |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
более |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,1 |
мм) и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
H2S не бо |
|
Температура |
рабочей |
среды |
|
|
|
373 |
лее 6 об. % |
||||
|
|
|
|
|
|||||||
не более, |
К |
|
эксплуата |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
||
Условный диаметр |
|||||||||||
ционной |
колонны |
труб |
по |
|
|
|
|
|
|
||
ГОСТ 632—80, разобщаемой |
|
|
|
|
|
|
|||||
пакером, |
мм |
|
|
|
133 |
155,3 |
133 |
155,3 |
133 |
155,3 |
|
Максимальный внутренний диа |
|||||||||||
метр |
эксплуатационной ко |
|
|
|
|
|
|
||||
лонны, |
гарантирующий |
герме |
|
|
|
|
|
|
|||
тичность |
разобщения, мм |
|
|
|
|
|
|
||||
Габариты, мм: |
|
|
118 |
136 |
118 |
136 |
118 |
136 |
|||
диаметр |
|
|
|
||||||||
длина |
|
|
|
|
4025 |
3987 |
3088 |
3126 |
3088 |
3126 |
|
Масса, |
кг |
|
|
|
100 |
128 |
76 |
99 |
83 |
107 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
XI. Оборудование для сбора и подготовки нефти
Блочные автоматизированные групповые замерные установки
Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию по дачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчер ского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникно вении аварийных ситуаций.
На нефтяных месторождениях наиболее распространены блочные ав томатизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спут ник Б». Кроме них для специфических условий отдельных нефтяных место рождений разработаны и применяются автоматизированные групповые установки АГМ (дя нефтяных месторождений АзССР). В стадии внедре ния находится блочная замерная установка типа BMP и в небольшом количестве выпущены установки «Спутник В» и «Спутник ВР».
Блочные установки «Спутник А»
«Спутник А»— базовая конструкция серии блочных автоматизиро ванных замерных установок. Существует три модификации этих устано вок: «Спутник А-16-14-400», «Спутник А-25-10-1500» и «Спутник А-40- 14-400». В указанных шифрах первое число обозначает рабочее давление,
на которое рассчитана установка, |
второе — число |
подключенных к ней |
||
скважин и третье — наибольший дебит измеряемой |
скважины |
(в |
м3/сут). |
|
Установки типа «Спутник А» |
рекомендуется |
применять |
в |
системах |
внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащей сероводо
рода и других |
агрессивных компонентов. |
Установки |
состоят из двух закрытых обогреваемых блоков |
(рис. 131)— замерно-переключающего и щитового.
Исполнение блоков позволяет эксплуатировать их при температуре окружающей среды от —55 до 50 °С при относительной влажности воз духа до 80 %.
Работает установка следующим образом (рис. 132, табл. 130). Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя
через обратный клапан I и задвижку 2, поступает в переключатель скважин типа ПСМ 4, после которого по общему коллектору II через
поршневой отсекающий клапан КПР-1 |
10 направляется |
в |
сборный кол |
||
лектор IV системы сбора. |
|
|
|
|
|
В |
переключателе ПСМ продукция |
одной |
из скважин |
через замер |
|
ный |
отвод /// с поршневым отсекающим |
клапаном |
9 |
направляется |
в двухъеМдостной замерный гидроциклонный сепаратор 14, где газ от деляется о* жидкости. Газ по патрубку V проходит через заслонку 16 регулятора уровня 15 и по трубопроводу VI поступает в общий сборный
кость проходит через счетчик ТОР-1 17 и направляется в общий коллек тор IV
Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропри вода ГП-1 7 и в системе повышается давление. Привод 3 переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 6 перемещает по воротный патрубок переключателя, и на измерение подключается следую щая скважина. Продолжительность измерения устанавливается в зависи мости от конкретных условий — дебита скважин, газового фактора, пуль сации потока, способа добычи, состояния разработки месторождения и т. д.
При раздельном сборе безводной и обводненной нефтей скважины по очереди подключаются к переключателю ПСМ. Например, продукция скважин, подающих безводную нефть направляется в обводную линию 19 и далее в коллектор безводной нефти, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ. Дебит каждой из этих скважин измеряется описанным способом, продукция сква жин поступает в коллектор обводненной нефти.
Переключение скважин с обводной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется вручную.
Установки типа «Спутник А» оснащаются приборами контроля, уп равления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой — манометром ОМБ, электроконтактным манометром ВЭ-16рб, регулятором расхода, турбинным счетчиком ТОР-1, регулятором уровня, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном КПР-1, гидравлическим приводом ГП-1, блоком управления и индикации БУИ-14.
Комплекс приборов обеспечивает: автоматическое измерение дебита скважин;
контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости; автоматическую блокировку скважин при отклонении давления в об
щем коллекторе от нормального, или по команде с диспетчерского пульта. В установках «Спутник А» турбинный счетчик одновременно служит сигнализатором периодического контроля за подачей скважин. При отсут ствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики
выдает аварийный сигнал в систему телемеханики.
Аварийная блокировка всех скважин осуществляется автоматически
отсекателями |
9 |
и |
10 в случае повышения или понижения |
давления |
||
в коллекторе IV |
(например, при запарафинивании или |
порыве), |
при этом |
|||
на диспетчерский пункт подается аварийный сигнал. |
|
|
||||
Установки позволяют измерять дебит нефти с характеристиками, при |
||||||
веденными ниже. |
|
|
|
|
|
|
Вязкость |
нефти |
не более, мм2/с |
. |
80 |
|
|
Содержание воды в нефти не более, °/ |
95 |
|
||||
Содержание парафина не более, % |
|
7 |
|
|||
Класс помещения: |
|
В-1г |
|
|||
замерно-переключающего блока |
|
|
||||
щитового помещения |
|
Нормальное |