Меню Рубрики

Установки для проведения скважинных работ

УСТАНОВКИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ И СКВАЖИННЫХ РАБОТ

Отраслевым стандартом установлено следующее обозначение установок для проведения скважинных работ: ЛС — тип уста­новки; тип привода: Г — гидравлический (механический не ука­зывается); число барабанов лебедки (один не указывается); монтажная база: В — транспортер высокой проходимости; Р — рама (марка автомобиля не указывается); номинальное тяго­вое усилие лебедки (кН); обозначение модернизации. После ус­ловного обозначения установки указывают номер ОСТа. Напри­мер, установка с механическим приводом, с одним барабаном, смонтированная на автомобиле, номинальным тяговым усилием 6,3 кН, обозначается ЛС-6.

Основной узел всех установок — лебедка. Привод лебедок осуществляется от двигателя транспортной базы.

Оборудование установок размещено в закрытом кузове, пре­дохраняющем его от атмосферных воздействий.

Установки (табл. 6.8) имеют централизованные посты уп­равления, с которых осуществляют управление как лебедкой, так и двигателем транспортной базы. В установках ЛСГ1-131, ЛСГ-ЮА (рис. 6.20) и ЛСГ-16А посты управления располо­жены в операторских отсеках кузовов, отделенных от осталь­ного оборудования перегородкой. Кузовы установок ЛС-4, ЛС-6 и ЛСВ-6, как и операторские отсеки установок ЛСП-131, ЛСГ-ЮА и ЛСГ-16А, отапливают. Это создает нормальные условия для обслуживающего персонала в зимнее время при темпера­туре окружающего воздуха до —40 °С.

Установки укомплектованы приспособлениями для размеще­ния и перевозки инструментов, приборов, устьевых лубрикато­ров и другого оборудования, применяемого при проведении

/ — кузов; 2 — лебедка с пультом управления и гидрооборудованием; 3 — бак масля­ный;4 — привод гидронасоса

Таблица 6.8. Техническая характеристика установок

Показатели ЛС-4 ЛС-6 ЛСВ-6
Транспортная база УАЗ-3741 ГАЗ-66 ГАЗ-71
Номинальное тяговое усилие, 6,3 6,3
кН
Максимальная глубина об-
служивания, м
Мощность привода, кВт
Скорость подъема (при сред- 0,25—9,57 0,4-5,3 0,4-5,3
нем диаметре намотки бара-
бана), м/с
Диаметр бочки барабана, мм
Длина бочки барабана, мм
Вместимость барабана ле-
бедки, м:
для канатной проволоки
диаметром, мм
1,8
2,5
для каната диаметром
4,8 мм
Габаритные размеры, мм 4360Х 1940Х 5805Х 2300Х 5390Х 2582 X
Х2090 Х2905 Х2200
Масса установки, кг

Примечание. Установка ЛСГ2Р-16 имеет два барабана (одинаковых размеров)

скважинных работ. Монтаж оборудования установок на тран­спортных базах и отбор мощности на привод из лебедок осу­ществляется без изменения тормозной системы, рулевого управ­ления, ходовой части и внешних световых приборов баз.

Установки для исследования скважин имеют механический привод лебедки с регулируемой силовой передачей, обеспечи­вающей необходимые тяговые усилия и широкий диапазон ско­ростей спуска — подъема приборов и инструмента. Конструкции лебедок установок ЛС-4, ЛС-6 и ЛСВ-6 унифицированы, харак­теризуются повышенными мощностью и тяговым усилием. Эти установки укомплектованы электромеханическим индикатором натяжения проволоки, обеспечивающим подачу звукового и све­тового сигналов при достижении заданного натяжения прово­локи, а также автоматическую остановку лебедки при критиче­ском натяжении.

Привод установок ЛСП-131, ЛСГ-10А, ЛСГ-16А и ЛСГ2Р-16 гидравлический объемный с дроссельным регулированием. Гидропривод обеспечивает бесступенчатое регулирование скоро­стей спуска — подъема, непрерывный автоматический контроль натяжения проволоки и каната, гидравлическое торможение ба-

рабана лебедки при длительных спусках. Главное преимуще­ство гидропривода в этих установках—быстрота действия, обес­печивающая возможность разгона лебедки в считанные се­кунды, что необходимо для эффективного ударного воздействия при управлении скважинным оборудованием.

Установки ЛСП-131, ЛСГ-ЮА, ЛСГ-16А и ЛСГ2Р-16 уком­плектованы гидравлическим индикатором натяжения проволоки и каната, а также комплектом оборудования типа ОУП для гер­метизации устья при работах на проволоке под действием усть­евого давления до 35 МПа.

Это оборудование включает в себя устьевую часть, в которой размещены инструменты или приборы, контактный уплотнитель для движущейся проволоки, аварийный превентор, блок гидро­управления и грузоподъемное (ручное) устройство для мон­тажа оборудования на устье скважины.

Читайте также:  Установка анкерных в кирпич

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: При сдаче лабораторной работы, студент делает вид, что все знает; преподаватель делает вид, что верит ему. 9862 — | 7526 — или читать все.

источник

Бесплатный
Дистанционный конкурс «Стоп коронавирус»

Приглашаем к участию
учеников 1-11 классов

Лекция на тему: «Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин».

«Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин».

Комплектность установки при ГЭС.

Подземное оборудование газлифтных скважин: НКТ, газлифтные клапаны, скважинные камеры, пакер.

3) Наземное оборудование газлифтных скважин: ОУГ, набор инструмента типа ГК, установка ЛСГ для проведения скважинных работ.

Подземное Наземное оборудование

НКТ Оборудование устья ОУГ-80х35

Пакер Установка ЛСГ для проведения

Газлифтные клапаны скважинных работ

Скважинные камеры Набор инструмента типа ГК

НКТ – Насосно-компрессорные трубы – выполняют следующие основные функции:

а) являются каналом для подъёма добываемой жидкости;

б) служат для подвески глубинного оборудования;

в) являются каналом для проведения различных технологических операций.

В зависимости от назначения и условия применения

Фонтанные – при применении в фонтанных скважинах

Насосные – при эксплуатации в насосных скважинах

Компрессорные – при газлифтной эксплуатации скважин.

Гладкие трубы и муфты к ним

Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним – тип В

Гладкие высокогерметичные трубы и муфты к ним — тип НКМ

Высокогерметичные безмуфтовые трубы с высаженными концами наружу – тип НКБ.

Исполнение А – длина НКТ — 10 м. ± 5%

Исполнение Б – длина НКТ от 5,5 – до 10м (13м).

Гладкие трубы являются не равнопрочными, прочность в резьбовой части составляет 80-85%, а трубы с высаженными наружу концами – равнопрочные.

ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск НКТ

Диаметр гладких НКТ – 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.

Диаметр НКТ с высаженными наружу концами – 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.

Толщина стенок – от 3 до 8 мм.

Стальные Легкосплавные Стекловолокно Полимерные

из А l сплава

НКТ выпускают из стали группы прочности Д, К, Е, Л, М.

Резьба в НКТ коническая (НКТ) и трапециидальная (НКМ и НКБ).

Преимущества конической резьбы – возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств, возможность ликвидации в резьбе разрывов, сокращение времени на сборку – разборку.

Маркировка насосно-компрессорных труб

А — маркировка труб клеймением

73 – условный диаметр трубы, мм;

5.5 – толщина стенки трубы, мм;

Е – группа прочности по стали;

Б — маркировка труб краской

73 – условный диаметр трубы, мм;

(скобки – труба была подвергнута неразрушающему контролю)

5,5 – толщина стенки трубы, мм;

А – исполнение (только на трубах исполнения А);

В — маркировка муфт клеймением

Е – группа прочности по стали

Газлифтные клапаны предназначены для автоматического регулирования поступ­ления газа, нагнетаемого из затрубного пространства, в ко­лонну подъемных труб при добыче нефти газлифтным способом.

Газлифтные клапаны устанавливают в скважинных камерах ниже статического уровня жидкости. По способу управления газ­лифтные клапаны работают от давления в затрубном прост­ранстве, давления столба жидкости в НКТ и перепада давле­ния между ними.

Наибольшее распространение получили клапаны, управляе­мые затрубным давлением сильфонного типа серии Г и выпус­каемые с условным наружным диаметром 20, 25, 38 мм с диапа­зоном давления зарядки 2-7 МПа.

Газлифтные клапаны Г состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток — седло, обратного клапана и устройства для фиксации клапана в скважинной камере.

Сильфонная камера заряжается азотом через золотник. Сильфонная камера -герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабо­чим органом которого является металлический многослойный сильфон.

Читайте также:  Установка видеокамеры в кабинете врача

Пара шток — седло является запорным устройством клапана, к которому газ поступает через окна кармана сква­жинной камеры.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство скважины.

Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Управляющим давлением для пусковых клапанов является давление газа затрубного пространства скважины. Воздействуя на эффективную площадь сильфона, газ сжимает его, в ре­зультате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы.

Число устанавливаемых клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются они последовательно по мере снижения уровня в затрубном пространстве скважины. Понижение уровня в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана.

На заданном технологическом режиме скважина должна ра­ботать через рабочий клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, которые используются только в период пуска скважины.

Газлифтные клапаны в скважинных камерах уста­навливают специальным инструментом, спускаемым на проволоке гидравличес­кой лебедкой.

Условные обозначения клапана: Г — газлифтный клапан сильфонного типа; цифра перед буквой Г — номер модели; пер­вые цифры за буквой Г — условный диаметр клапана; следую­щие две цифры — рабочее давление; Р — рабочий газлифтный клапан, без буквы Р — пусковой.

Например: Г-38-21, ГР-38-21, 2ГР-25-21, 5Г-25-35.

Скважинные камеры предназначены для посад­ки газлифтных или ингибиторных клапанов, глу­хих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фон­танным или газлифтным способом.

Сильфонная камера представляет собой конст­рукцию, состоящую из на­конечников, рубашки и кар­мана. Рубашка изготовлена из специальных овальных труб. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены по­садочные поверхности. В кармане камеры имеются перепуск­ные отверстия, через которые газ поступает к газлифтному клапану. При ремонтно-профилактических работах в кармане может быть установлена циркуляционная пробка, а при необ­ходимости заглушить перепускные отверстия — глухая пробка.

1 — муфта; 2, 5 — патрубок; 3 — кулачко­вый фиксатор; 4 — газлифтный клапан

Рис. Скважинная камера и размещение в ней газлифтного клапана

Пакер – устройство, предназначенное для разобщения отдельных участков скважины.

Защищает обсадную колонну от воздействия пластового давления,

Препятствует контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей,

Способствует давлению газа только в НКТ,

Создаёт возможность раздельной эксплуатации отдельных пластов и пропластков.

Конструкция пакера ПН-ЯГМ: ствол, переводник, упор, резиновые манжеты, конус, плашки, плашкодержатель, поршень, корпус клапана (седло, шарик и срезные винты).

Принцип действия пакера ПН-ЯГМ.

Пакер работает следующим образом: после спуска на заданную глубину на НКТ в НКТ бросают шарик, который устанавливается в седле. Затем начинают закачивать жидкость под давлением и создают давление в пакере, которое начинает перемещать поршень, он толкает плашкодержатель и надвигает плашки на конус, прижимает их к телу обсадной колонны. Резиновые манжеты расширяются и герметизируют затрубное пространство. При увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком в корпусе клапана и они выпадают на забой скважины, тем самым освобождая проходное сечение ствола пакера.

1 — муфта; 2 — упор; 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

Маркировка:Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), спо­соба посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якоря устройства (буква Я), первая цифра после обозначения типа пакера — число проходов, цифра перед буквами — номер модели; первое число после букв — наружный диаметр пакера (в мм); второе число — рабочее давление в атм (максимальный пере­пад давлений, воспринимаемый пакером); К2 — конец обозна­чения — сероводородостойкое исполнение.

Читайте также:  Установки вентиляционные вам кам

3. Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины. Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с на­правляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, ма­нометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройст­вом, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7.

Узел уплотнения проволоки с направляющим ро­ликом состоит из корпуса 2, внутри которого размещены рези­новые уплотнители 3 с отверстием под проволоку 2,4 мм.

Секции лубрикатора длиной по 2,5 м, предназначенные для размещения в них газлифтных сильфонных клапанов, ударно­го инструмента и приборов, соединены между собой быстро-сборными соединениями с резиновыми уплотнительными коль­цами.

Превентор плашечный состоит из корпуса 1 с вертикальным проходным диаметром 76 мм, крышек 3, плашек 2, винтов 4 и перепускного клапана 5. В нижней части распо­ложен фланец для присоединения со стволовой задвижкой арматуры. Шпонка 6 препятствует проворачиванию плашки.

Рис. Превентор плашечный

Рис. Оборудование устья ОУГ-80×35 Рис. Узел уплотнения проволоки

Оборудование ОУГ-80х35 монтируют с помощью мачты, ко­торая устанавливается на одну из гаек фланцевого крепления арматуры.

Техническая характеристика ОУГ-80х35

Диаметр проходного отверстия, мм:

В комплект инструмента ГК входит инструмент, который состоит из трех наборов.

Первый стандартный набор включает инструменты, спускае­мые в скважину при любых операциях по обслуживанию. С их помощью производят удары вверх и вниз, а также крепят прово­локу. К этому набору относятся: устройство для закрепления проволоки УЗП, шарнир Ш16, грузовые штанги ШГр и 1 ШГр, яссы гидравлический ЯСГ и механический ЯСМ, яссы для сооб­щения набору инструментов, спускаемых в скважину, ударных импульсов: ЯСГ — для удара вверх и ЯСМ — вверх или вниз.

Второй набор — инструменты для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фикса­тором. К этому набору относятся: рычажный ОР и консольный ОК отклонители для посадки оборудования в скважинные ка­меры, инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК, цанговый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудования из камер.

Третий набор — инструменты вспомогательного назначения, применяемые при подготовке скважин к эксплуатации, а также при ремонтных и исследовательских работах. К ним относят­ся: выпрямитель проволоки ВОП, ловильный проволочный ин­струмент ИЛП, трубный шаблон ШТ, печать, гидростатическая желонка ЖГС, скребок парафина СП, приемный клапан КПП, правочный инструмент ИП, ограничитель, шток, керн.

а — при посадке газлифтных клапанов;

б — при извлечении газлифтных клапанов;

1 — устройство закрепления проволо­ки; 2,6- грузовые штанги; 3 — шарнир; 4 — механический ясс; 5 — рычажный отклонитель; 7 — инструмент для спус­ка газлифтных клапанов; 8 — гидравлический ясс; 9 – цанговый инструмент

Рис. Набор инструментов, спускаемых в скважину

Установка для проведения скважинных работ ЛСГ – 16А

Для проведения работ по обслуживанию скважинного оборудования, инструментов. спускаемых на проволоке или канате.

Смонтирован на шасси УРАЛ — 4320.

Индикатор натяжения проволоки

Оборудование размещено в отапливаемом кузове разделенном на: лебедочный и операторский отсеки. Смотровое окно в операторском отсеке обеспечивает широкий обзор устья скважины с рабочего места оператора.

Глубина погружения приборов в скважину, м 6500

Тяговое усилие лебедки, кН 16

Скорость подъема и спуска глубинных приборов в скважину, м/с 16

1 — пульт управления; 2 — гидрооборудование; 3 — масляный бак; 4 — лебедка; 5 — кузов; 6- узел привода насосов.

источник