3.6 Вимоги до звіту з лабораторної роботи

Звіт складається із семи розділів: водоізолюючі колони; обладнання устя морських свердловин; компенсатори вертикальних переміщень (КВП); системи утримання МПБУ на точці буріння; устаткування для забивання паль; спеціалізовані транспортні засоби для перевезення морських бурових установок; плавучі вантажопідйомні крани та кранові судна. Змістом розділів є результати послідовного та повного виконання усіх завдань, описаних вище в розділі 3.5.

Звіт з лабораторної роботи повинен бути оформлений згідно вимог чинного в університеті стандарту.

Виконання завдань, встановлених в розділі 3.5, повинно супроводжуватися необхідними схематичними зображеннями розгляданих об’єктів, з яких була б зрозуміла їх конструктивна схема, компоновка, комплектність, принцип дії. До ілюстрацій скласти експлікації.

3.7 Питання для самоконтролю підготовки

3.7.1 З яких основних систем і комплексів складаються МПБУ різних типів? Чим різняться комплектації МПБУ різних типів?

3.7.2 Які функції виконує водоізолююча колона - морський стояк МПБУ при спорудження свердловини із підводним розташуванням устя?

3.7.3 З яких основних компонентів складається водоізолююча колона - морський стояк МПБУ?

3.7.4 Яким чином компенсується зміна відстані між МПБУ та підводним устям свердловини в горизонтальній та вертикальній площинах, які технічні засоби для цього застосовуються?

3.7.5 Яким показником визначається застосовність систем утримання МПБУ над устям свердловини?

3.7.6 За якими ознаками поділяються технічні засоби для забивання паль в дно акваторії?

3.7.7 В яких випадках та за яких умов виникає доцільність використання спеціалізованих напівзанурених транспортних засобів для перевезення морських бурових установок?

3.8 Список рекомендованої літератури

3.8.1 Скрыпник С.Г. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин на море. -М.: Недра.-1989 - 305с.

3.8.2 Галахов И.Н., Литонов О.Е., Алисейчик А.А. Плавучие буровые платформы. Конструкция и прочность. – Л-д: Судостроение.– 1981.– 223 с.

3.8.3 Лобанов В.А. Справочник по технике освоения шельфа.- Л.: Судостроение.-1983 - 288с.

3.8.4 Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе/ Симаков Г.В. и др./ - Л-д: Судостроение. - 1989.

3.8.5 Возний В.Р., Ільницький М.К., Яремійчук Р.С. Морські нафтогазові споруди. - Львів: Світ. 1997- 343с.

3.8.6 Самоподъёмные плавучие буровые установки /Агагусейнов Ю.А. и др./ М.: Недра. 1979 - 275с.

3.8.7 Капустин К.Я. Плавучие буровые установки и буровые суда. - М.: Недра. 1974 - 240с.

Лабораторна робота №4

ВИВЧЕННЯ КОНСТРУКЦІЙ ОБЛАДНАННЯ СВЕРДЛОВИН З ПІДВОДНИМ РОЗТАШУВАННЯМ УСТЯ, СКЛАДАННЯ СХЕМ

4.1 МЕТА І ЗАДАЧІ РОБОТИ

4.1.1 Ознайомлення із обладнанням типових підводних промислів.

4.1.2 Вивчення можливі варіанти виконання підводних промислових систем.

4.1.3 Ознайомлення із конструкціями, які використовуються для закінчування свердловин.

4.1.4 Вивчення конструкцію устьового обладнання підводних промислових систем та систем керування даним обладнанням.

4.1.5 Визначення переваг і недоліків різних конструкцій підводного присвердловинного обладнання шляхом порівняльного аналізу.

4.1.6 Складання схем розміщення обладнання згідно індивідуального завдання.

4.2 ОБЛАДНАННЯ І ІНСТРУМЕНТ

4.2.1 Роздавальний матеріал.

4.2.2 Інформаційні плакати.

4.3 ТРИВАЛІСТЬ РОБОТИ

Робота розрахована на 2 години.

4.4 МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ ПО ПІДГОТОВЦІ ТА ПРОВЕДЕННЮ РОБОТИ

Група студентів розподіляється на підгрупи. Кожній підгрупі видається індивідуальне завдання.

Для виконання лабораторної роботи необхідно вивчити лекційний матеріал по даній темі та описаний в рекомендованих джерелах.

4.5 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ

Спосіб застосування підводних промислів являється найбільш перспективним при освоєнні глибоководних родовищ. Він заснований на використанні так званих систем підводного закінчування свердловин, в яких устя розміщене на морському дні. Там же знаходиться обладнання системи збору і транспорту продукції свердловин, підводні нафтогазо- і трубопроводи, системи ППД, енергозабезпечення та керування.

Інтенсифікація застосування підводних промислових систем в даний час зумовлена вдосконаленням експлуатаційних параметрів і підвищення надійності як самого підводного обладнання, так і різноманітних систем дистанційного управління.

Споруди, що призначені для експлуатації свердловин діляться на три групи: свайні, одноколонні та підводні автономні системи.

Свайні конструкції для буріння та експлуатації свердловин дозволяють здійснювати весь комплекс робіт при глибині моря до 300м. Вони або повністю залишаються після буріння свердловини, або верхня частина з буровим обладнанням замінюється на більш легку, що дозволяє експлуатувати свердловину.

Покращена різновидність конструкцій спайного типу – баштова платформа (рис. 4.1). Являє собою чотири вертикальні опори діаметром 1,5-2,4м з відстанню між ними 30,5м. Опори з’єднані між собою поясами і розкосами. Платформа закріплюється на морському дні спаями, що пропускаються всередині опор. Ці ж сваї можуть служити в якості кондукторів свердловин. Конструкція призначена для роботи при глибині моря до 475м. У верхній частині розташовані дві палуби розміром 45,7×45,7м, на яких розміщується все обладнання. Ферма розчалюється 20 якорями. Окремі елементи ферми доставляються на баржах, після заповнення їх внутрішніх порожнин водою вони у вертикальному положенні встановлюються в необхідному місці і заякорюються.

Рисунок 4.1 – Розчалена платформа баштового типу

В процесі експлуатації ця споруда повинно витримувати хвилі висотою до 30м та ураганний вітер. Строк служби 40-50 років.

Одноколонні платформи являють собою споруду, що складається із трьох частин: нижньої, заглибленої в морське дно і заповненої бетоном, проміжної і верхньої , частина якої знаходиться під водою. Верхня частина несе на собі обладнання, необхідне для буріння та експлуатації свердловин, житлові та складські приміщення.

1 – бурове обладнання, 2 – площадка, 3 – трубчаста колона, 4 – клапан, 5 – корпус, 6 – відсіки, 7 – трубопроводи, 8 – кільце, 9 – коронки, 10 – радіальні стержні, 11 – резервуар, 12, 13 – труби.

Рисунок 4.2 – Одноколонна платформа

Одноколонна (або одноопорна) платформа (рис. 4.2) для буріння і експлуатації свердловин має порожнистий дзвіноподібний металічний корпус 5, в нижній частині якого встановлено кільце 8, обладнане коронками 9, які є заглибленими в дно і перешкоджають горизонтальному переміщенню платформи. Внутрішня порожнини корпуса 5 розділена на відсіки 6, в які по трубопроводах 7 подається баласт – вода або пісок. У верхній частині дзвона є клапан 4 для видалення повітря при затопленні платформи. Кільце 8 з’єднано із резервуаром 11 за допомогою радіальних стержнів 10. У верхній частині резервуар з’єднаний з корпусом. За допомогою конічного перехідника, який являється частиною резервуара, корпус з’єднаний з порожнистою трубчастою колоною 3, яка несе на собі площадку 2 з буровим 1 або експлуатаційним обладнанням. Через резервуар проходять дві труби 12, 13, одна з яких служить кондуктором при бурінні свердловини, а інша – для подачі в резервуар баласту.

Для обслуговування обладнання устя свердловини, яка розміщена на дні моря, можна використовувати обладнання аналогічне до того, що використовується на суші. В цьому випадку використовують систему забезпечення «Сухе обслуговування обладнання устя свердловини» (рис. 4.3).

Рисунок 4.3 – Система забезпечення «Сухе обслуговування обладнання устя свердловини»

В склад обладнання такої системи забезпечення входить заглибна стальна камера 3, в якій підтримується атмосферний тиск. Внутрішня порожнина камери заповнена азотом, тому можливість виникнення пожежі або вибуху на усті виключена.

Обслуговування або ремонт обладнання проводить бригада із двох-трьох чоловік, які доставляються з поверхні моря в капсулі 1, яка стикується з камерою за допомогою юбки 2 і люків 5. Люди працюють в камері або в кисневих масках, або на період робіт в камеру закачують повітря.

На рисунку 4.4 зображено типовий підводний промисел

1 – стаціонарна платформа; 2 – захисні рами (кожухи); 3 – підводні свердловини-супутники; 4 – плавуче експлуатаційне ремонтне судно; 5 – кущ свердловин; 6 – свердловини-супутники; 7 – експлуатаційний комплекс; 8 – збірник стояків.

Рис. 4.4 – Типовий підводний промисел

Існують декілька схем підводної системи закінчування свердловин із різними захисними конструкціями устя та схеми різних варіантів підводних промислових систем (рис. 4.5-4.6).

І і ІІ – відповідно з однією або кількома сателітними свердловинами; ІІІ – з кущем свердловин; IV – з наявністю підводного промислового центра.

1 – підводна свердловина; 2 - прив’язка вибою свердловини; 3 – вибій свердловини; 4 – промисловий центр; 5 – між промислові трубопроводи; 6 – стовбури похило направлених свердловин; 7 – платформа.

Рис. 4.5 – Схеми різних варіантів підводних промислових систем

Освоєння: І – просте; ІІ – низько профільне з використанням кесона; ІІІ – рівно з дном із використанням бункера.

1 – захисні рами; 2 – устя свердловини; 3 – обсадні труби свердловини; 4 – головна клинова засувка; 5 – кесон; 6 – обсадні труби кесона.

Рис. 4.6 – Схеми підводної системи закінчування свердловин

із різними захисними конструкціями устя

В склад підводного обладнання входять всі пристрої регулювання витрати рідин і газів, що подаються в свердловину і відводяться з неї, колектори і підводні лінії. Надійність і придатність для експлуатації такого обладнання відіграє важливу роль не тільки для керування роботою, а й для зупинки системи. Вартість даного обладнання складає значну частину капітальних затрат на розробку родовищ.

Успішна експлуатація і керування обладнанням залежать від вибраної системи підводного керування, яку вважають одним з найбільш важливих елементів будь-якої підводної установки.

Нище розглядається основний склад обладнання для підводного видобутку:

• фонтанна арматура;

• дросельні заслінка;

• шибери та шарові клапани;

• голкові клапани;

• актюатори (виконавчі механізми);

• датчики тиску і температури.

Існує багато різноманітних варіантів перелічених компонентів, що відрізняються особливими характеристиками і перевагами, але в цілому вони виконують одне і теж функціональне призначення.

Фонтанна арматура (рис. 4.7) в основному являє собою складну компоновку клапанів, що регулюють потік між трубною підвіскою і викидною лінією. Вона може бути розрахована на нагнітання води, фонтанного або газліфтного видобутку, закачування хімічних реагентів. Клапани на фонтанній «ялинці», як правило, являються такими, що повністю відкриваються з управлінням від гідравлічного приводу і закриваються при зниженні заштуцерного тиску.

1 – орієнтуючий сердечник; 2 – фонтанна ялинка; 3 – гідравлічні засувки; 4 – устя свердловини; 5 – направляючі конструкції.

Рис 4.7 – Підводна фонтанна арматура (ялинка)

Дросельні заслінки використовують для регулювання витрати і тиску. Їх можна застосовувати для керування дебітом свердловини, витрати газліфтного газу і води, що нагнітається. Прив’язка дросельних заслінок і необхідне їх число залежать від кількості свердловин на промислі.

Шарові клапани і шиберні заслінки використовують для відсікання потоку, тобто вони або повністю відкриті, або повністю закриті. Обидва типи забезпечують ущільнення в закритому положенні, внаслідок чого їх можна використовувати в якості клапана аварійної зупинки експлуатації свердловини.

Незважаючи на те що клапани і шибери мають аналогічні робочі характеристики, перші володіють рядом переваг:

• більша компактність;

• більш простий привід;

• просте ручне управління;

• Кращі гідравлічні характеристики потоку.

Голкові клапани необхідні для регулювання витрати і, як правило,

використовуються в системах нагнітання хімічних реагентів. Їх розраховують таким чином, щоб потік, який через них пропускається, міг встановлюватись і змінюватись або вручну, або з допомогою гідравлічного виконавчого механізму. Частіше за все голкові клапани застосовують в системах управління.

Виконавчий механізм служить для приведення в дію клапан. Якщо останнім керують не вручну, а дистанційно, то зазвичай для цього застосовують гідравлічний привід, де в якості рушійної сили діє рідина під високим тиском. В даний час використовують виконавчі механізми двох основних типи:

• двохходовий привід із приєднаним до нього двох гідравлічних ліній – однієї для подачі тиску і переміщення рідини, і другої – для її відводу. При втраті тиску в лініях привід і клапан залишаються в тому ж положенні;

• підпружинний вимикач – гідравлічний тиск штовхає пружину приводу. При втраті тиску вона повертає привід з клапаном в безпечне при відмові положення.

Датчики витрати, тиску і температури розміщують в критичних точках трубопровідної системи, по їх показах оператор визначає значення параметрів відповідно функції кожного датчика на даний момент. Крім того, вони відіграють велику роль при можливих аварійних ситуаціях, що дозволяє прийняти своєчасні запобіжні міри.

Підводна система управління служить для контролю за технологічним обладнанням на відстані. У випадку аварії з її допомогою можна зупинити підводний промисловий комплекс за мінімальний період часу. Її використання забезпечує також керування (регулювання) комплексом за нормальних умов експлуатації і шляхом зворотного зв’язку дозволяє отримувати покази таких робочих параметрів, як тиск, температура і витрата рідини та газу.

Існує п’ять стандартних систем управління технологічним обладнанням (рис. 4.8):

• гідравлічна прямого керування І;

• Дискретна гідравлічна ІІ;

• Гідравлічна із послідовним керуванням ІІІ;

• Електрогідравлічна;

• Мультиплексна електрогідравлічна IV.

В дискретній системі управління кожним об’єктом здійснюється з допомогою

індивідуальної гідравлічної лінії, що з’єднує його з пунктом управління.

І: 1 – джерело тиску; ІІ: 1 – джерело тиску, 2 – силова лінія, 3 – збірник-накопичувач, 4 – пілотний клапан, 5 – привід, 6 – лінія управління; ІІІ: 1 – джерело тиску, 2 – пілотні клапани, 3 – приводи; IV: 1 – джерело тиску, 2 – гідравлічна силова лінія, 3 – лінія електроживлення, 4 – лінія зв’язку; 5 – збірник-накопичувач, 6 – пілотний клапан, 7 – привід, 8 – підводні електронні системи управління, 9 – панель управління.

Рис. 4.8 – Схеми систем керування технологічним обладнанням

Як правило, обладнання на технологічній платформі складається із гідравлічного силового блока, що забезпечує подачу і підтримання тиску, та панелі управління. На панелі управління є регулюючі клапани для кожної операції, що проводяться на свердловині. Гідравлічний силовий блок включає ємність із гідравлічною (робочою) рідиною, насоси, збірники, клапани, фільтри грубої і тонкої очистки. При необхідності приведення в дію підводного клапана вмикають відповідний йому клапан на лінії управління, а для зміни робочого положення клапан на панелі управління відключають.

Недоліком такої системи управління є наявність значної кількості необхідних ліній управління та їх розмір. Габарити засобів подачі додаткової енергії і панелі управління також обмежують її використання в зв’язку недостатньою площею надводної частини платформи. Крім того, недостатня і швидкість передачі хвилі тиску при проходженні сигналом великої відстані (5 км і більше).

Гідравлічна система сервокерування також побудована на власному керуванні кожною операцією, що проводиться під водою. Однак, в даному випадку індивідуальні гідравлічні лінії замінюють пілотними серволініями меншого діаметру. Крім гідравлічного приводу під водою встановлюють також перемикаючі клапани із сервоприводом і збірник. Для кожної операції використовують по одному регулювальному (пілотному) клапану із сервоприводом.

Останній спрацьовує від гідравлічного сигналу, що поступає по пілотній лінії від пункту керування. В результаті чого робоча рідина під високим тиском із збірника чи іншого джерела потрапляє на привід клапана для приведення його в дію.

Дана система володіє біль швидкою реакцією спрацьовування у порівнянні із дискретною, так як сигнал із пункту управління потрапляє на голковий клапан значно швидше через менший діаметр пілотної лінії. Рідина також витісняється швидше, так як з допомогою регулювального клапана її можна скидати в море безпосередньо на місці робіт.

В гідравлічній системі послідовного керування використовують описані вище пілотні клапани, але при меншій кількості пілотних ліній, що досягається різними рівнями тисків в регулювальних клапанах. Внаслідок цього одна серволінія може обслуговувати декілька різних пілотних клапанів. Основним недоліком такого методу являється його негнучкість, так як приведення клапанів в дію потребує чіткого виконання операцій у встановленій послідовності.

В електрогідравлічній системі електричні команди подаються із пункту керування на платформі по багатожильному кабелю на підводний блок. Вони перетворюються в електричні сигнали за допомогою модуля, що приводить в дію пілотні регулювальні клапани, які направляють гідравлічне зусилля на ак’юатор необхідного підводного клапана так само, як і в гідравлічних системах.

В даній системі керування управління кожною підводною операцією здійснюється окремим кабелем, що зумовлює використання великої кількості електрокабелів. Забезпечення живлення підводних збірників для приведення в дію клапанів потребує наявності гідравлічної лінії високого тиску.

В більш досконалій мультиплекс ній електрогідравлічній системі керування лінії керування зводяться до одного джерела живлення і скрученої пари проводів, що використовуються для передачі та прийому сигналів. Як під водою, так і на пункті керування використовується програмне керування. Електронний блок передає вмикаючі і вимикаючі сигнали на клапани. Наявність гідравлічного тиску, необхідне для виконання різноманітних функцій, також забезпечується збірниками та аналогічними пристроями. Підводний електронний модуль розміщують всередині сухого підводного блока управління.

4.6 ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ

4.6.1 Отримати у викладача ввідний інструктаж по заходах техніки безпеки при виконанні лабораторної роботи.

4.6.2 Ознайомитись із індивідуальним завданням.

4.6.3 Скласти схему типового підводного промислу.

4.6.4 Скласти перелік обладнання, що входить в склад комплексу даного обладнання.

4.6.5 Описати конструкцію обладнання та його призначення.

4.6.6 Скласти ескіз підводного приустьового обладнання.

4.6.7 Скласти схему системи керування відповідно до індивідуального завдання.

4.6.8 Описати переваги і недоліки даної системи керування.

4.7 ВИМОГИ ДО ОФОРМЛЕННЯ ЗВІТУ

До захисту допускається звіт з лабораторної роботи, що виконаний згідно чинних і університеті вимог та стандартів, а також містити матеріал, що міститиме інформацію за п.4.6.1-4.6.8.

4.8 ПИТАННЯ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЮ ПІДГОТОВКИ

4.8.1 В яких умовах є перспективним використання підводних промислових комплексів?

4.8.2 Перелічіть складові типового підводного промислу.

4.8.3 Які існують варіанти виконання підводних промислових систем?

4.8.4 Які існують варіанти виконання систем закінчування свердловин в залежності від виду захисних рам?

4.8.5 Що входить в склад підводного обладнання устя свердловини?

4.8.6 Що являє собою підводна фонтанна арматура?

4.8.7 Для чого служить підводна система управління?

4.8.8 Які існують стандартні системи управління?

4.8.9 Перелічити переваги і недоліки кожної із систем управління.

4.9 РЕКОМЕНДОВАНІ ДЖЕРЕЛА ІНФОРМАЦІЇ

4.9.1 Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А., Обустройство и освоение морских нефтегазових месторождений. – М.: Издательство Академии горних наук, 1999. – 373с.

4.9.2 Эксплуатация морских нефтегазових месторождений/ А.Б. Сулейманов, Р.П. Кулиев, Э. И. Саркисов, К.А. Карапетов. – М.: Недра, 1986. – 285с.

4.9.3 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машини і оборудование для добычи нефти і газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984, 464с.

Лабораторна робота №5

ВИВЧЕННЯ ПАРАМЕТРІВ І КОНСТРУКЦІЙ ОБЛАДНАННЯ

КОМПЛЕКСІВ КЛАПАНІВ-ВІДСІКАЧІВ

5.1 МЕТА І ЗАДАЧІ РОБОТИ

5.1.1 Вивчити параметри і конструкцію комплексів клапанів-відсікачів.

5.1.2 Ознайомитися із складом обладнання наземної та свердловинної частин обладнання клапанів-відсікачів.

5.1.3 Вивчити конструкцію і принцип роботи клапана-відсікача.

5.2 ОБЛАДНАННЯ І ІНСТРУМЕНТ

5.2.1 Роздавальний матеріал.

5.2.2 Інформаційні плакати.

5.3 ТРИВАЛІСТЬ РОБОТИ

Робота розрахована на 2 години.

5.4 МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ ПО ПІДГОТОВЦІ ТА ПРОВЕДЕННЮ РОБОТИ

Група студентів розподіляється на підгрупи. Кожній підгрупі видається індивідуальне завдання.

Для виконання лабораторної роботи необхідно вивчити лекційний матеріал по даній темі та описаний в рекомендованих джерелах.

5.5 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ

На родовищах Каспійського моря для герметичного перекриття стовбура фонтанних нафтових і газових свердловин в аварійних ситуаціях і при герметизації їх устя використовують комплекси керованих клапанів-відсікачів.

Використання цих комплексів забезпечує:

• можливість одночасного буріння, експлуатації, а також проведення поточного та капітального ремонту куща фонтанних і газліфтних нафтових і газових свердловин, які розміщені на одній стаціонарній платформі абр на одній при естакадній площадці;

• запобігання аваріям при підвищеннях тиску в надводному обладнанні свердловини вище встановлених норм, а також при підвищенні температури вище 70˚ С (при виникненні пожежі);

• місцеве дистанційне і автоматичне керування роботою свердловини.

В даний час серійно випускають обладнання для відсікання фонтанних нафтових і

газових свердловин – КУСА-89-350, КУСА-73-500, КУСА89-350-7 і т.д.

1 – станція керування; 2 – трубка керування; 3 – розподільник; 4 – температурний запобіжник; 5 – ущільнюючий пристрій; 6 – підвісний патрубок; 7 – електроконтактний манометр; 8 – направляючий розподільник.

Рисунок 5.1 – Схема компоновки наземного обладнання комплексу КУСА-89-350-Э

Рисунок 5.2 - Обв’язка куща свердловин комплексом КУСА чи КУСА-Э

Таблиця 11 – Умови застосування схем компоновок свердловинного обладнання комплексу КУСА-89-350-Э

Номер схеми	Температура середовища в свердловині не більше, ˚С	Наявність агресивних компонентів в продукції свердловини	Міжремонтний період, місяців
1 2 3 4 5 6 7 8	80 120 80 80 120 120 80 120	Відсутні Відсутні Відсутні Мають місце Відсутні Мають місце Мають місце Мають місце	> 3 < 3 < 3 > 3 < 3 > 3 < 3 < 3

КУСА – комплекс управління свердловинними відсікачами, перша цифра позначає умовний діаметр (мм) колони насосно-компресорних підйомних труб (НКТ); друга – робочий тиск; Э – з електричним приводом керування (без Э – з пневматичним приводом керування); цифри, які розміщені після робочого тиску, означають номер схеми свердловинного обладнання.

1 – трубка управління; 2 – ніпель для клапана-відсікача; 3 – клапан-відсікач із замком; 4 – циркуляційний клапан; 5 – телескопічне з’єднання; 6 - інгібіторний клапан; 7 – циркуляційний клапан аварійного глушіння; 8 – циркуляційний клапан; 9 - роз’єднувач колони; 10 – пакер з якорем; 11 ніпель для приймального клапана; 12 – башмачний клапан.

Рисунок 5.3 – Схема компоновки свердловинного обладнання КУСА-73-500

Технічна характеристика КУСА-89-350-136*, КУСА-89-350-140, КУСА-89-350-145

Умовний діаметр колони НКТ, мм ………..………………….89

Робочий тиск, МПа……………………………………………………...……....35

Зовнішній діаметр свердловинного обладнання (крім пакера)…………………………………………..….не більше 136

Найбільша глибина спуска свердловинного обладнання, м………………………………………….……..3500

Довжина свердловинного обладнання (без підйомних труб), мм………………………………………...від 5584 до 8679

*- зовнішні діаметри пакерів комплексів відповідають останній цифрі (мм) шифру.

Одним таким комплексом наземного обладнання (рис. 5.1) можна керувати вісьмома і менше комплексами свердловинного обладнання (табл. 5.1).

Свердловинне обладнання призначене для роботи в середовищі нафти, газу, газоконденсату і пластової води, що мають вміст механічних домішок до 0,1 г/л.

Комплекси КУСА-73-500 і КУСА89-350-Э застосовують при температурі навколишнього повітря до 55˚ С на свердловинах, в районі розташування яких є джерело електроживлення змінного струму напругою 380 В, частотою 50 Гц. При відсутності такого джерела і при температурі навколишнього повітря до 35˚ С використовують комплекси із системою керування з пневматичним приводом.

Принцип роботи цих комплексів полягає в наступному.

Після перевірки герметичності свердловинного обладнання і скидання з устя кульки чи герметичного клапана для перекриття нижньої частини свердловинного обладнання проводиться посадка пакера з якорем гідравлічним способом. При ремонтних роботах, пов’язаних із підйомом свердловинного обладнання, пакер можна залишити на місці після від’єднання насосно-компресорних труб з допомогою роз’єднувача колони.

Для компенсації зміни довжини колони насосно-компресорних труб, яке виникає через коливання температури в свердловині, передбачено телескопічне з’єднання.

Освоюють і глушать свердловини через циркуляційні клапани КЦМ механічної дії, а глушать свердловини в аварійних ситуаціях за допомогою циркуляційних клапанів КЦГ гідравлічної дії, які спрацьовують при розрахункових тисках, що створюються як всередині НКТ, так і ззовні. Для подачі в свердловину інгібіторів різного призначення передбачений інгібітор ний клапан.

При подачі від станції керування 1 (рис. 5.1) гідравлічного тиску в трубку керування 2 і пневматичного тиску в сигнальну лінію відкривається клапан-відсікач, тоді комплекс починає працювати в автоматичному режимі.

При відхиленні тиску у викидній лінії свердловини від нормально допустимого включається в дію електроконтактний манометр 7. Отримуючи електричний сигнал, елементи автоматичної станції керування знижують тиск із трубки керування 2, клапан-відсікач закривається, перекриваючи прохід свердловинного обладнання.

При відсутності на свердловині електроенергії і при зміні тиску у викидній лінії спрацьовує направляючий розподільник 8, який знімає тиск в трубці керування 2. Крім того, закриття клапана-відсікача відбувається при місцевому і дистанційному керуванні, а також у випадку спрацювання температурного запобіжника 4 при температурі на усті свердловини вище 70˚ С.

На рисунку 5.4 зображений клапан-відсікач КАУ-89-350, що призначений для перекриття підйомних труб фонтанних, нафтових і газових свердловин при отриманні від виконавчих механізмів певних сигналів про зміни тиску або про підвищення температури на усті вище допустимої величини.

1 – муфта; 2 – манжета; 3 – поршень; 4 – циліндр; 5 – пружина; 6 – перевідник; 7 – втулка; 8 – штовхач; 9 – пружина; 10 – хлопушка.

Рисунок 5.4 – Клапан-відсікач КАУ-89-350

Клапан-відсікач встановлюють з допомогою інструментів канатної техніки в ніпелі і фіксують в ньому з допомогою замка 13К-70-350. Між манжетами клапана-відсікача і замка утворюється герметична камера, через яку в порожнину циліндра подається робочий агент.

Клапан-відсікач відкривається при перекритому проході остьового обладнання.

При подачі робочого агента в циліндр під тиском МПа (де р_ст – тиск під клапаном) поршень разом із штовхачем починає переміщатися вниз, відкриваючи канал між стволом і перевідником для вирівнювання тисків над тарільчастим клапаном і під ним.

Після вирівнювання тисків і підвищення тиску робочого агента до величини, що перевищує МПа, поршень продовжує рухатися вниз, відштовхуючи в бік тарільчастий клапан.

При знятті тиску в циліндрі поршень під дією пружини і тиску середовища повертається в початкове положення, а тарільчастий клапан перекриває прохід.

Із свердловини клапан піднімають інструментами канатної техніки.

5.6 ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ

5.6.1 Отримати у викладача ввідний інструктаж по заходах техніки безпеки при виконанні лабораторної роботи.

5.6.2 Ознайомитись із індивідуальним завданням.

5.6.3 Скласти схему комплексу клапанів-відсікачів.

5.6.4 Скласти перелік обладнання, що входить в склад комплексу даного обладнання.

5.6.5 Описати конструкцію обладнання та його призначення.

5.6.6 Пояснити принцип дії клапана-відсікача.

5.6.7 Скласти ескіз одного із елементів комплексу обладнання згідно індивідуального завдання.

5.6.8 Детально описати конструкцію та принцип дії вибраного вузла.

5.6.9 Навести перелік обладнання за допомогою якої здійснюються технологічні операції по ремонту та обслуговуванню клапанів-відсікачів.

5.7 ВИМОГИ ДО ОФОРМЛЕННЯ ЗВІТУ

До захисту допускається звіт з лабораторної роботи, що виконаний згідно чинних і університеті вимог та стандартів, а також містити матеріал, що міститиме інформацію за п.

5.8 ПИТАННЯ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЮ ПІДГОТОВКИ

5.8.1 Для чого використовують комплекси керованих клапанів-відсікачів?

5.8.2 Які вам відомі моделі комплексів керованих клапанів-відсікачів?

5.8.3 Що входить в склад наземного обладнання комплексу КУСА?

5.8.4 Від чого залежить вибір схем компоновок свердловинного обладнання комплексу КУСА?

5.8.5 Які параметри вказуються в умовному позначенні комплексів клапанів-відсікачів?

5.8.6 Що входить в склад свердловинного обладнання КУСА?

5.8.7 В чому полягає принцип роботи клапана-відсікача?

5.8.8 Яким чином клапани-відсікачі опускаються і піднімаються із свердловини?

5.9 РЕКОМЕНДОВАНІ ДЖЕРЕЛА ІНФОРМАЦІЇ

5.9.1 Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А., Обустройство и освоение морских нефтегазових месторождений. – М.: Издательство Академии горних наук, 1999. – 373с.

5.9.2 Эксплуатация морских нефтегазових месторождений/ А.Б. Сулейманов, Р.П. Кулиев, Э. И. Саркисов, К.А. Карапетов. – М.: Недра, 1986. – 285с.

5.9.3 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машини і оборудование для добычи нефти і газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984, 464с.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 6

Системи підтримання пластового тиску в складних умовах

6.1 Мета заняття

6.1.1оВивчення схеми, конструкції і принципу роботи обладнання для нагнітання води в пласт з метою підтримання пластового тиску (ППТ).

6.1.2оНабуття практичних навиків по вибору обладнання для конкретних умов та перевірці його працездатності.