книги / Справочник по нефтепромысловому оборудованию

вая; 16 — плашка; 17 — шток уравновешивающий

Уплотнение шпинделя и уравновешивающего штока осуществляется сальником, состоящим из набора манжет шевронного типа из материала АНГ Для повышения герметизирующей способности сальника преду­ сматривается подача уплотнительной смазки через обратный клапан.

Создание предварительных удельных давлений на уплотнительных поверхностях плашек и щек осуществляется с помощью шести цилинд­ рических пружин, устанавливаемых между плашками.

Особенность задвижки — наличие системы автоматической подачи смазки в затвор, состоящий из полости, поршеньков и системы каналов, связывающих полость с кольцевой канавкой на уплотнительной поверх­

ности щеки и обратными клапанами, расположенными снаружи корпуса и предназначенными для периодического (через каждые 10—15 циклов

с ручным управлением приводной части.

Приводная часть состоит из пневмоцилиндра и дублирующего руч­ ного управления, служащего для управления задвижкой в случае отказа

Регулирующие устройства

Предназначены для регулирования режима работы нефтяных и

зионной стойкости по аналогии с фонтанной арматурой и задвижкой. Например, дроссель регулируемый с условным проходом 65 мм на рабо­ чее давление 35 МПа для сред, содержащих до 6% С02, обозначается ДР-65Х350К1.

Регулируемый дроссель на давление 35 МПа (рис. 7) состоит из корпуса, в котором происходит поворот струи под прямым углом, втулки с корпусом насадки, в которую вставляется сменная насадка.

Уплотнение деталей дросселя обеспечивается резиновыми кольцами. Положение шпинделя фиксируется стопорной шайбой.

Поступательное перемещение наконечника, укрепленного на конце шпинделя с помощью гайки, осуществляется вращением маховика. Сте­

в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади кольцевого се­ чения. При необходимости иметь насадку постоянного сечения преду­

мента и принадлежностей предусматривается съемник. Техническая ха­ рактеристика регулируемого дросселя приведена ниже.

РИС. 7. Дроссель иа рабочее давление 35 МПа:

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

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

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,

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

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

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.

Фонтанная арматура АФП

Предназначена для герметизации устья скважины, контроля и ре­

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

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

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

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

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.