Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
111
Технические характеристики
Таблица 6.69
Параметры КС-73 КС-89 КС-102
Рабочее давление, МПа. 21 21 21
Условный проход, мм. 40 55 60
Диаметр наружный, мм. 89 108 120
Диаметр отверстий для слива, мм. 12 12 12
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80
Гладкие
НКТ
73мм.
Гладкие
НКТ
89мм.
Гладкие
НКТ
102мм.
Рисунок 6.55 – Клапан сбивной типа КС
Цементировочные головки
Цементировочные головки предназначены для обвязки устья
скважин. Выпускают их под шифрами ГУЦ и ГЦК. Различаются они
конструкцией, размерами и эксплуатационной характеристикой и
позволяют применять только одну верхнюю разделительную
цементировочную пробку типа ПВЦ.
Головки ГУЦ (рисунок 6.56) поставляют с кранами высокого
давления (цементировочную пробку вставляют в нее заблаговременно,
что исключает необходимость ее разборки в процессе цементирования), а
головки ГЦК (рисунок 6.57) - без кранов (цементировочную пробку в нее
вставляют после закачки цементного раствора).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
112
Рисунок 6.56 - Головка цементировочная ГУЦ
Рисунок 6.57 - Головка цементировочная ГЦК
Противовыбросовое устьевое оборудование
Противовыбросовое оборудование (ОП) предназначено для
герметизации устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся
в ней колонной труб или при её отсутствии, при проворачивании,
расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми
соединениями. Противовыбросовое оборудование позволяет производить
циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
113
Оборудование противовыбросовое ОП1а -180-35 (рисунок 6.58)
состоит из стволовой части, манифольда МПБА-80×35 и гидравлического
управления типа ГУПЮОБр-1.
Стволовая часть включает в себя плашечный превентор ПП180×35
и крестовину.
Плашечные превенторы (рисунок 6.60) предназначены для
установки сменных плашек под трубы диаметром 60-114мм.,
расхаживания в пределах гладкой части колонны труб, удержания
плашками колонны труб и фиксация плашек в закрытом положении в
случае отключения или выхода из строя гидравлического управления.
Манифольд обеспечивает, глушение и разрядку скважины,
замещение раствора, промывку и создания противодавления на пласт.
Основные элементы манифольда смонтированы на отдельных
транспортабельных блоках.
Технические характеристики оборудования ОП1а – 180-35
Таблица 6.70
Условный проход, мм.
- стволовой части. 180
- манифольда и боковых стволов стволовой
части крестовины.
80
Давление, МПа.
- рабочее 35
- пробное 70
Тип основного привода
Дистанционный
гидравлический
Условный диаметр уплотняемых труб, мм. 33 - 127
Нагрузки на плашки превентора, кН
- от массы колонны 900
- выталкивающая 280
Скважинная среда
некоррозионная (нефть,
газ, вода и их смеси)
Температура скважинной среды, ºС не более. 150
Масса полного комплекта, кг. 12880
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
114
Рисунок 6.58 – Схема оборудования ОП1а – 180×35
1 – установка гидравлического управления; 2 – подпревенторная катушка; 3 – плашечный превентор; 4 – блок дросселирования; 5 –
катушка; 6 – креставина; 7 – напорная труба; 8 – задвижка с гидроприводом; 9 – блок глушения.
Линия I – глушение; II – дросселирования.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
115
Оборудование противовыбросовое ОПК - 180-35К2 (рисунок 6.59)
состоит из стволовой части, манифольда МПБ2 - 80х35К2 и
гидравлического управления типа СН6.
Стволовая часть включает в себя универсальный превентор ПУ1-
180×35К2, плашечный превентор ПП-180×35К2 и крестовину.
Плашечные превенторы (рисунок 6.60) предназначены для
установки сменных плашек под трубы диаметром 60-114мм.,
расхаживания в пределах гладкой части колонны труб, удержания
плашками колонны труб и фиксация плашек в закрытом положении в
случае отключения или выхода из строя гидравлического управления.
Универсальный превентор (рисунок 6.61) обеспечивает
герметизацию устья скважины вокруг части колонны труб, а также при
отсутствии труб в скважине, расхаживание и проворачивание колонны
труб, протаскивание замковых соединений, имеющих специальные фаски.
Манифольд обеспечивает, глушение и разрядку скважины,
замещение раствора, промывку и создания противодавления на пласт.
Основные элементы манифольда смонтированы на отдельных
транспортабельных блоках.
Технические характеристики оборудования ОПК – 180-35К2
Таблица 6.71
Условный проход, мм.
- стволовой части. 180
- манифольда и боковых стволов стволовой
части крестовины.
80
Давление, МПа.
- рабочее 35
- пробное 70
Тип основного привода Дистанционный гидравлический
Условный диаметр уплотняемых труб, мм. 60, 73, 89, 114
Нагрузки на плашки превентора, кН
- от массы колонны 900
- выталкивающая 280
Скважинная среда
коррозионная (нефть, газ, вода и
их смеси) с содержанием Н
2
S
СО
2
до 6% (по объему).
Температура скважинной среды, ºС не более. 100
Масса полного комплекта, кг. 13960
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
116
Рисунок 6.59 – Схема оборудования ОПК – 180×35К2.
1 – блок глушения; 2 – крестовина; 3 – превентор универсальный; 4 – превентор плашечный; 5 – колонная головка; 6 – блок
дросселирования; 7 – пульт управления дросселем; 8 - установка гидравлического управления.
Линия I – глушение; II – дросселирования
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
117
Превенторы плашечные (рисунок 6.60)
Превенторы плашечные разделяются на превенторы ручного и
гидравлического приводов.
Условные обозначения:
ППР 156×320
ППР – превентор плашечный с ручным приводом;
156 – диаметр проходного отверстия;
320 – рабочее давление кН или 32МПа.
ППГ 156×320 то же с гидравлическим приводом.
Рисунок 6.60 – Превентор плашечный
1 – корпус; 2 – крышка корпуса; 3 – шток; 4 – винт; 5 – плашка; 6 – вилка
приводного вала; 7 – крестовина карданного сочленения для присоединения к
электрическому или ручному управлению; 8 – приводной вал.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
118
Технические характеристики превенторов типа ППР и ППГ
Таблица 6.72
Диаметр проходного отверстия, мм. 156
Давление, МПа.
- рабочее 32
- пробное 64
Условный диаметр уплотняемой трубы, мм. 60, 73, 89, 102, 114
Габаритные размеры, мм.
- ППГ 156×320 1785×620×290
- ППР 156×320 1150×670×290
Масса, кг.
- ППГ 156×320 640
- ППР 156×320 618
Превентор универсальный (рисунок 6.61)
Рисунок 6.61 – Привентор универсальный
1 – крышка; 2 – уплотнение крышки; 3 – уплотнитель; 4 – корпус; 5, 7, 9 –
манжеты; 6 – плунжер; 8 – втулка; 10 – камера обогрева.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
119
Превенторы типа ППГ 150×21 и ППМ 150×21 (рисунок 6.62)
Рисунок 6.62 - Превентор ППМ
Основные узлы и детали превентора - корпус, крышки корпуса с
гидроцилиндрами и плашки.
Для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин выпускаются
превенторы следующих типов:
ППГ-15021 с гидравлическим зажимом плашек и механическим
поджимом;
ППМ-15021 с механическим зажимом плашек.
Технические характеристики
Таблица 6.73
Параметры ППГ-150×21 ППМ-150×21
Диаметр проходного отверстия, мм 150 150
Рабочее давление, МПа (кгс/см
2
) 21(210) 21(210)
Максимальное давление в рабочих
камерах приводных цилиндров, МПа
10 -
Диаметр уплотняемых труб, мм.
50, 60,3, 63,5, 73, 89, глухая плашка
позволяет перекрывать скважину
при отсутствии в ней трубы.
Пробное давление, МПа (кгс/см
2
) 42(420) 42(420)
Рабочая среда
нефть, газ, газоконденсат, вода,
буровой раствор и их смеси
Масса, кг. 540 470
Превентор плашечный штанговый ППШ-6221 (рисунок 6.63)
Превентор применяется при ремонте нефтяных скважин,
эксплуатируемых штанговыми насосами. Превентор ППШ предназначен
для герметизации штанг при аварийных работах.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
120
Рисунок 6.63 - Превентор плашечный штанговый ППШ-6221
Техническая характеристика ППШ-6221
Таблица 6.74
Диаметр проходного отверстия, мм 62
Рабочее давление, МПа (кгс/см
2
) 21(210)
Диаметр герметизируемых штанг при смене
уплотнителей, мм
16, 19, 22, 25
Привод плашек ручной
Рабочая среда
нефть, газ,
газоконденсат, вода
Температура рабочей среды и окружающего
воздуха (ºС)
от -10 до +100
Масса, кг 32
Технические характеристики превентора ППГ-10035
Таблица 6.75
Характеристика Показатель
1 2
Условный проход, мм 100
Рабочее давление, МПа 35
Диаметр уплотняемой проволоки, мм 0,5
Диаметр уплотняемого кабеля или каната,
мм
4,8 – 9,0