Файл: Справочник по нефтепромысловому оборудованию..pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 500

Скачиваний: 10

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

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

 


322

Техническая характеристика якорей

Показатели

типа

ЯГ и ЯГ1

 

 

 

 

 

ЯГ1-112-500

ЯГ1-1 18-500

ЯГ1 - 122-500

ЯГ1-136-500

Я Г1-140-500

ЯГ1-145-500

Я г - 118-210

о

CS

СО

СО

й

с*

Наружный диаметр яко-

112

 

118

 

122

 

136

140

 

145

118

136

ря, мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

50

 

 

 

 

 

 

21

Рабочее давление, МПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Диаметр

эксплуатаци­

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

онной колонны труб

по

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГОСТ 632—80, в которой

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

применяется

якорь, мм:

140

 

146

 

 

 

 

168

 

 

146

168

условный

 

 

 

 

140,3;

 

I

152,3; 155,3

внутренний

117,7;

121,7

124; 128;

1| 136; 138

146,3 | 148,3; 150,3

124;

140,3;

Диаметр

проходного от­

 

 

 

62

 

 

 

 

 

76

 

 

128

146,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

62

76

верстия,

мм

 

 

 

 

 

 

 

Нефть,

газ,

пластовая

вода

 

 

 

 

Рабочая среда

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Температура

рабочей

 

 

 

 

 

 

 

 

 

373

 

 

 

 

 

среды не более, К

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Габариты, мм:

 

112

 

118

 

122

 

136

140

 

145

118

136

диаметр

 

 

 

 

 

 

длина

 

кг

 

35

I

841

|

45

 

46

1008

 

58

726

790

Масса якоря,

 

 

38

 

*51

|

28

45

П р и м е ч а н и е .

Условное

обозначения

якорей:

Я — якорь;

Г — с

гидравлическим

способом

 

посадки; 1 — номер модели; первое

число после букв — наружный диаметр якоря

мм); второе

число — рабочее

давление (максимальный перепад давлений,

воспринимае­

мый якорем).

Например

ЯГ-118-210, ЯГ1-140-500.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


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

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


коллектор IV, где смешивается с замеренной жидкостью и с общим пото­ ком продукции остальных скважин.

Отделившаяся в верхней емкости сепаратора жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок регулятора уровня поднимается и по достижении верх­ него заданного уровня воздействует на заслонку 16 на газовой линии, перекрывая ее. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепа­

ратора начинает вытесняться через счетчик ТОР-1

17. При достижении

жидкостью нижнего уровня поплавок

открывает газовую линию, давле­

ние в сепараторе падает и начинается

новый цикл

накопления жидкости

в нижней емкости.

 

 

Регулятор уровня в гидроциклонном сепараторе обеспечивает цикли­ ческое прохождение жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что позволяет измерять количество продукции скважин с малыми погреш­

ностями в широком диапазоне измерения дебитов. Во время слива

жид-

 

 

Т А Б Л И Ц А 130

Техническая характеристика установок типа

«Спутник А» и

«Спутник АМ»

 

 

 

А

 

 

 

О

&

 

А

О

 

О

 

 

О

я 4-

Показатели

X

я о

к4

я -р

х —'

 

я 3

£ 10

н °

 

 

с —

о J

Число подключаемых скважин Рабочее давление, МПа

Диапазон измерения количества жидкости, м3/сут

Общая пропускная способность установки, м3/сут:

по жидкости по газу

Погрешность измерения, % Суммарная установленная мощность электро­ приемников, кВт, не более

Напряжение электрических цепей электро­ приемников, В

Температура воздуха в замерно переключаю­ щем блоке и щитовом помещении, °С Габариты, мм

замерно-переключающего блока: длина ширина высота

щитового помещения: длина ширина высота

Масса, кг:

замерно-переключающего блока щитового помещения

14

10

14

1,6

2,5

4

10—400

10—1500

10—400

4000

10 000

4000

± 2

200 000

 

±2,5

 

 

4

 

380/220

| 380/220

380/220

 

1

 

 

5—50

 

6400

8350

6350

3200

3200

3200

2780

2710

2650

3080

3080

3080

2200

2180

2180

2680

2430

2430

8000

10 000

7100

1600

1 600

1600


/

z

РИС. 131. Схема расположения блоков:

1 — замерно-переключающий; 2 — щитовой

I

РИС. 132. Принципиальная схема установки «Спутник А»

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