Оборудование для фонтанной и газлифтной эксплуатации
Информация - Разное
Другие материалы по предмету Разное
водную часть, которая состоит из пневмоцилиндра с поршнем, соленоидных клапанов, систем воздухопроводов.
Рис. 1.6 Прямоточная задвижка ЗМАД с ручным управлением:
1 - корпус; 2 - щека; 3 - шпиндель; 4 - клапан обратный; 5 - гайка ходовая; 6 - маховик; 7 - винт; 8 - кожух; 9 - крышка подшипника; 10 - масленка; 11 - подшипник; 12 - сальник; 13 - корпус сальника; 14 - поршенек; 15 - канавка кольцевая; 16 - плашка; 17 - шток уравновешивающий.
Рис. 1.7 Регулируемый дроссель на рабочее давление 35 МПа:
1 - шпиндель; 2 - корпус насадки.
1.1.3 Фланцевые соединения
Наиболее распространено соединение узлов и деталей арматуры с помощью фланцев. При фланцевом соединении арматуры уплотнение осуществляется в большинстве случаев металлическим кольцом овального или восьмиугольного сечения. Эластичные, неметаллические уплотнения широко применяются в поверхностных соединениях системы сбора и подготовки нефти.
Рис. 1.8 Расчетная схема фланцевого болтового соединения
Усилие, действующее на кольцо, не должно приводить к его остаточным деформациям.
1.2 Внутрискважинное оборудование
При эксплуатации скважин фонтанным способом приходится подавать в полость НКТ ингибиторы, выполнять операции, связанные с поддержанием ее в работоспособном состоянии, при необходимости глушить скважину, пускать ее фонтанный режим работы и т.п. Для этого используется набор устройств, которые монтируются в скважине и на колонне НКТ. К ним относятся: клапаны-отсекатели, устройства для их установки и фиксации, скважинные камеры, ингибиторные клапаны, циркуляционные клапаны, устанавливаемые в скважине камеры и монтируемые на колонне НКТ, приемные клапаны, глухие пробки. Кроме того, в состав внутрискважинного оборудования входят разъединитель колонны, телескопическое соединение и пакеры и якори.
1.2.1 Насосно-компрессорные трубы
Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину.
Колонны НКТ служат для следующих целей:
) подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси одной жидкости и газа или одного газа.
) подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);
) подвески в скважине оборудования;
) проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ.
Все размеры насосно-компрессорных труб указаны ГОСТом 52203-2004 (табл. 1.2.1-5).
Таблица 1.2.1 Сортамент труб. ГОСТ 52203-2004
1.2.2 Пакеры
Пакеры (рис. 1.9-10) служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Их применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте. Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 5 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 20 до 100С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300-400 С. Сортамент пакеров представлен в табл. 1.2.6
Пакер типа ПН-ЯМ (рис. 1.10) предназначен для разобщения пространств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотнительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка. На стволе пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной осевой нагрузки, поворота его на 1,5-2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз совместно со стволом.
Рис. 1.9 Конструкция пакера ПН-ЯГМ:
1 - муфта; 2 - упор манжет; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - конус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 - плашкодержатель; 10 - винт; 11 -кожух; 12 - поршень; 13 -корпус клапана; 14 -шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт.
Рис. 1.10Конструкция пакера ПН-ЯМ:
1 - головка пакера; 2 - упор манжет; 3 - манжеты; 4 - конус; 5 - плашка; 6 - плашкодержатель; 7 - цилиндр; 8 - захват; 9 - корпус фонаря; 10 - башмак фонаря; 11 - замок, ограничивающий взаимное передвижение ствола пакера и лишних деталей: 12 - гайка; 13 - палец замка: 14 - ствол пакера.
нефть скважина оборудование фонтанный газлифтный
Пакеры делятся по следующим признакам:
1.) По способу установки:
- С помощью хвостовика, путем его опоры на забой;
В переходе с одной колонны на другую;
За тело эксплуатационной колонны.
2.) По способу посадки:
[Г] - гидравлические; [М] - механические; [ГМ] - гидромеханические.
3.) По восприятию давления:
[В] - сверху;
[Н] - снизу;
[Д] - двойного действия.
4.) По способу снятия:
[В] - вращением; [Р] - разбуриванием; [И] - специальным инструментом.
5.) По исполнению:
Коррозионностойкие:
[К1] - углекислотостойкие (СО2 не более 10% об.); [К2] - сероводородостойкие (H2S и СО2 не более 10% об. каждого комп