Краны шаровые

     Шаровые краны (рис.2.) предназначены для применения в качестве запорной арматуры на технологических трубопроводах с давлением до 4 МПа.


Функциональное назначение кранов:

проходного – перекрытие потока рабочей среды;


трехходового – для распределения потока рабочей среды.


 Техническая характеристика

проходных кранов: …………………….Ду,мм

……………………………………………40                 50             65             80

Габаритные размеры, мм………………...200х180    230х258    290х238    300х264

 

Трехходовых кранов …………………….Ду50                 Ду80

Пропускная способность

по жидкости, м3/ч ………………………..20                      20

Габаритные размеры, мм ………………270х240            370х300

Масса, кг …………………………………..20                      33

Полный срок службы, лет,  не менее …….12

Наработка на отказ,

Циклов (Ч), не менее ……………………….850 (12000)

Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с содержанием:

парафина, % (объемных) не более …………7

серы, % (объемных), не более ………………7

сероводорода, % (объемных) не более …..0,3

воды, %……………………………………..до 100

Температура окружающей среды, 0С ………от +5 до+70

 

Изготовитель: АО «ОЗНА», г. Октябрьский (1.12)

Изготовитель кранов шаровых типа КШЗ – 40х35, КШЗ –65х35, КШЗ –15х35, КШЗ-15х35; АО « ВНИТИ», г. Санкт-Петербург (1,36)

Пробковый кран типа КППС

 


Пробковый кран (рис.1) состоит из корпуса 1, конической пробки 8, крышки 9, через которую проходит регулировочный винт 12, позволяющий регулировать рабочий зазор между уплотнительными поверхностями корпуса пробки. Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами 10, поджатие которых производится  грундбуксой 11. Управление краном осуществляется путем поворота пробки  8 (через шпиндель 5 и кулачковую муфту 7) рукояткой 2 до ее упора (рукоятки) в выступы горловины корпуса. Для поворота пробки крана рукоятку при необходимости наращивают рукояткой 406- ЗИП –4, поставляемой с арматурой. Шпиндель уплотняется манжетами, которые поджимаются грундбуксой 4. Для отжатия  заклиненной пробки и подачи смазки в шпинделе 5 крана предусмотрено устройство, состоящее из толкателя 3   и  втулки 6 (уплотняемой двумя кольцами из маслобензостойкой резины) с  вмонтированным в нее обратным клапаном. Отжатие заклиненной пробки осуществляется вращением толкателя. Осевое усилие на пробку передается через втулку. Кран работает только со смазкой. Смазка выполняет следующие функции: обеспечивает герметичность затвора крана; облегчает поворот пробки, создавая постоянную прослойку между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки; предохраняет уплотнительные поверхности от коррозии и износа; предохраняет кран от заедания и заклинивания. С целью повышения  коррозийной стойкости пробка крана подвергается сульфацианированию. 

Кран смазывается через 40-50 циклов работы смазкой ЛЗ-162 или через 150-180 циклов смазкой «Арматол-238».

Техническая характеристика представлена в табл. 1.

 

                                            Таблица 1.

 

Параметры

Шифр  крана

КППС – 65х 14

КППС – 65х14ХЛ

 

Скважинная среда

 

Нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,5% Н2 и СО2  до 0,003% по объему каждого и пластовой воды до 50%

Температура скважинной среды, К(0С), не более

393 (120)

393 (120)

Габаритные размеры, мм

длина

350

350

ширина

205

205

высота

420

420

Масса, кг

В собранном  виде

53

53

Полного комплекта

54

54

Устройство запорной арматуры

 Запорные устройства предназначены для перекрытия проходных отверстий в фонтанной арматуре, устьевом оборудовании и трубопроводах.

Запорные устройства изготавливаются четырех типов:

1.     Краны. Пробковые краны со смазкой, шаровые и трехходовые краны.

2.     Прямоточные задвижки со смазкой типа 3М и 3МС с однопластинчатым и 3МАД – с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов 3МС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.

3.     Клиновые задвижки.

4.     Вентили.

 

Установлена следующая система обозначения (схема шифров) кранов и задвижек:




Трехходовой кран описание и фото

 Предназначен для соединения газовых трубопроводов, где необходимы свеча безопасности и сброс остаточного давления из магистрали, а также для установки манометра на газопровод.

Трехходовой кран представляет собой запорное устройство с клапаном для сброса давления и быстрого отключения магистрали. Кран со всех сторон имеет резьбу  М 24х1,5 для соединения с трубопроводами. После окончания работы выброс газа в атмосферу минимальный.



Трехходовой кран можно использовать как запорное устройство с клапаном для высокого давления на газовоздушном трубопроводе. Для этого с двух сторон нарезается резьба ¾ трубная и одна сторона глушится.

Корпус крана изготовлен из нержавеющей стали 12х18Н10т.

 

Габаритные размеры запорного устройства, мм

 

длина (с ручкой) ………………………………….192

ширина ……………………………………………60

высота (с ручкой) ………………………………  76

 

Изготовитель:  АО «Завод элементов трубопроводов», р.п. Б. Исток

Безопасность при работе УЭЦН

 Устье скважины  должно быть оборудовано арматурой с манифольдом  для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

  • Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины в траншее или на специальных стойках-опорах.
  • Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.
  • Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.
  • Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.
  • Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.
  • При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.
  • Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с.
  • Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.
  • При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик  и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости.

  1. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.
  2. Устье скважины, эксплуатирующейся винтовым погружным, насосом, должно иметь сальниковое устройство для уплотнения вала, передающего крутящий момент от редуктора к колонне насосных штанг.
  3. Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

Пуск и эксплуатация уэцн

        ПУСК И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВКИ

 

Освоение скважин, оборудованных УЭЦН, является основной технологической операцией в процессе эксплуатации УЭЦН. От правильного выполнения этой операции зависит наработка на отказ подземного оборудования УЭЦН. В период освоения оборудование скважины работает в осложненных условиях, т.к. в скважине находится жидкость глушения более высокой плотности, чем скважинная жидкость. Поэтому, даже при откачки уровня жидкости из скважины на величину напора насоса, пласт не полностью включается в работу.

При глушении жидкость глушения проникает в призабойную зону пласта, образуя водонефтяную эмульсию, вязкость которой в несколько раз выше вязкости нефти.

Водонефтяная эмульсия снижает приток жидкости из пласта в скважину в период вывода УЭЦН на заданный технологический режим.

На освоение скважины влияют следующие факторы:

а) ухудшенное охлаждение электродвигателя (ПЭД) из-за откачки жидкости из затрубного пространства, когда приток из пласта минимальный;

б) большая нагрузка электродвигателя по мощности, вследствие откачки жидкости глушения, имеющей высокую плотность (удельный вес);

в) присутствие в стволе скважины водонефтяной эмульсии, остающейся после глушения скважины, в некоторых случаях происходит срыв подачи насоса при сравнительно высоком динамическом уровне в скважине;

г) вероятность работы насоса с обратным вращением.

Компоновка подземного оборудования УЭЦН (сверху вниз) следующая: колонна НКТ с кабелем, сливной клапан, сбивной клапан, две НКТ, электроцентробежный насос (ЭЦН), гидрозащита, погружной электродвигатель (ПЭД).

Лица, участвующие в запуске УЭЦН в работу должны знать:

а) тип и размер установки;

б) тип ПЭД, его номинальный ток и напряжение;

в) глубину спуска установки;

г) диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;

д) объем жидкости глушения;

е) статический уровень жидкости в скважине.

Запуск установки производится после определения величины сопротивления изоляции, наличии исправного манометра на буферной задвижке фонтанной арматуры.

При “не развороте” ЭЦН запрещается увеличение времени подачи напряжения на двигатель установки более 5 секунд.

Повторный запуск производится после проверки параметров работы всего наземного оборудования и величины напряжения, подаваемого на ПЭД, с изменением вращения ПЭД.

При “тяжелом развороте” установки повторный запуск после срабатывания защиты производится через 20 минут, с изменением направления вращения и проверки работоспособности наземного оборудования.

При “неразвороте” ЭЦН решение о дальнейшем проведении работ принимает начальник ПРЦ ЭПУ по согласованию с Производственным отделом Управления добычи.

После запуска УЭЦН правильность его вращения определяется одним из следующих методов:

а) по большому дебиту УЭЦН;

б) по большему буферному давлению, когда перепад давления 4…6 атм.(0,4…0,6 Мпа) устанавливается линейной задвижкой;

в) по большому снижению динамического уровня.

Время, необходимое для подъема жидкости до устья, определяется по формуле:

t=(Hст*K*100)/Qном, (с), где

Нст - статический уровень, (м),

К - коэффициент, К=2 для НКТ диаметром 60 мм (2”),

                             К=3 для НКТ диаметром 73мм (2,5”).

Таблица 6.1

 

Параметры

Типоразмеры УЭЦН

20

50

80

125

160

200

250

360

Нормальная подача, м3/сут

20

50

80

125

160

200

250

360

л/с

0,2

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3

Минимально допустимая подача, м3/сут

15

38

60

94

120

150

188

270

л/с

0,17

0,44

0,69

1,09

1,39

1,74

2,18

3,13

 

При отсутствии подачи после истечения расчетного времени, следует остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на время, равное времени предыдущей работы, а затем запустить, изменив направление вращения. Если и в этом случае подача отсутствует, то дальнейшие действия согласовываются со старшим технологом ЦДНГ.

После появления подачи и определения правильного вращения УЭЦН начинается освоение скважины.

 В процессе освоения скважины, оборудованной УЭЦН предполагается, что приток из пласта минимальный. Поэтому первоначально происходит откачка жидкости из затрубного пространства.

  Таблица 6.2

 

 

Тип колонны труб

Кольцевое пространство

НКТ 2”

НКТ 2,5”

э/к 146

э/к 168

э/к 146 НКТ 2”

э/к 146 НКТ 2,5”

э/к 168 НКТ 2”

э/к 168 НКТ 2,5”

Объем в м3

2

3

13,6

18,1

10,6

9,5

15,3

14

 

Запрещается освоение УЭЦН при дебите ниже минимально-допустимой подачи ЭЦН, или при давлении на приеме УЭЦН ниже 40 атм. (4 Мпа).

Запрещается освоение скважины без замера дебита и прослеживания динамического уровня.

При неисправности замерного устройства освоение скважины необходимо производить с обязательным прослеживанием уровня, силы тока, напряжения, сопротивления изоляции.

Оператор, занимающийся освоением скважины, заполняет “Карточку вывода на режим”. При выводе на режим снятие параметров УЭЦН (Ндин, Q, I, R, U) производится для УЭЦН, номинальной подачей 20, 50, 80 м3/сут, один раз в течение первого часа, для УЭЦН, номинальной подачей 125 м3/сут и выше, не реже одного раза в течение 30 минут. В дальнейшем для всех типоразмеров снимаются не реже чем один раз в 30 минут.

Контроль параметров работы УЭЦН (I, U, R) осуществляется электромонтером ЦБПО ЭПУ не реже 1 раза в смену и в течение всего времени вывода скважины на режим.

Появление нефти из пробоотборника не является показателем того, что пласт включился в работу (в процессе глушения скважины может произойти неполное замещение жидкости глушения скважины).

После первоначального запуска через 2 часа работы необходимо остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на 2 часа.

В случае, когда за 2 часа работы после запуска УЭЦН динамический уровень и дебит стабилизируются, появляется газ в затрубном пространстве, свидетельствует о том, что пласт включился в работу, скважина осваивается без остановки.

В противном случае освоение скважины происходит циклически: необходимое время на восстановление уровня жидкости должно быть равно времени предыдущей работы УЭЦН, но не менее двух часов.

При необходимости, прослеживается кривая восстановления уровня, для определения дебита скважины.

Категорически запрещается оставлять УЭЦН в работе в момент вывода на режим без контроля.

Показания заносятся в карточку вывода на режим. При отсутствии карточки вывод на режим считается бесконтрольным и расценивается как некачественный вывод скважины на режим.

УЭЦН считается выведенным на режим, если за последние 2 часа работы не наблюдается снижение дебита, тока, динамического уровня, давление газа в затрубном пространстве больше 0.

 Обсадные колонны скважин должны быть связаны между собой колонной головкой, которая испытывается после монтажа на давление, не превышающее давление опрессовки колонны, принимаемой по установленной норме. Опрессовка колонной головки на пробное давление должно производиться до установки ее на устье.

Устье скважины оборудуется стандартной арматурой, рабочее давление должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема сборки арматуры должна быть утверждена объединением.

Арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом. Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть опрессована на максимальное давление для данной эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.

Арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться с полным комплектом шпилек и с уплотнениями, предусмотренными техническими условиями на монтаж арматуры.

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах должны устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.

При обслуживании верхней части арматуры оператор обязан пользоваться стационарной площадкой.

При обслуживании ЭЦН не допускается пропуск нефти и газа через сальник кабельного ввода.

Сальник кабельного ввода запрещается подтягивать во время работы скважин. Эти работы выполняются при подземном ремонте скважин при отключенной УЭЦН и при полностью стравленном давлении в затрубном и трубном пространстве.

При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН, открывать дверку станции управления и смотровое окно трансформатора запрещается.

Для пуска ЭЦН открыть манифольдную и центральную задвижки, включить рубильник на вводе на станции управления, нажать кнопку “пуск” или повернуть ручку в положение “пуск”. Останавливать насос следует в обратном порядке: отключить контакт, затем рубильник на вводе. Если после двух попыток запуска ЭЦН не заработал, то отключить его и сообщить диспетчеру. При отключении и включении пользоваться подставками и перчатками.

Если наземное оборудование ЭЦН установлено в будке, станция управления должна быть расположена таким образом, чтобы при открытых дверях ее обеспечивался свободный выход наружу.

Дверца станции должна иметь замок, ключ от которой должен находиться у лица, обслуживающего установку ЭЦН.

Бронированный кабель от устья скважины до станции управления УЭЦН прокладывается по кабельной эстакаде. Через каждые 50 метров трассы должны быть установлены предупредительные знаки.

Монтаж уэцн

 

Наземное оборудование электронасосов не требует монтажа фундаментов и других сооружений.

Погружной насосный агрегат в собранном виде спускают на насосно-компрессорных трубах.

Перед спуском на устье необходимо выполнить следующие работы:

1)               установить хомут-элеватор на электродвигателе, поднять электродвигатель с мостков, спустить его на устье скважины и снять предохранительную крышку;

2)               установить хомут-элеватор на протекторе, поднять протектор над скважиной, снять предохранительную крышку с нижнего конца протектора, проверить вращение вала протектора и электродвигателя шлицевым ключом, установить свинцовую прокладку на электродвигатель, соединить вал протектора с валом двигателя шлицевой муфтой, соединить протектор с электродвигателем;

3)               снять хомут-элеватор с электродвигателя и опустить двигатель с протектором в устье скважины;

4)               снять предохранительную крышку с верхнего конца протектора и проверить вращение вала шлицевым ключом;

5)               поднять электродвигатель с протектором над фланцем обсадной колонны и снять упаковочные крышки с кабельного ввода электродвигателя и кабельной муфты, проверить изоляцию;

6)               установить свинцовую прокладку в паз кабельного ввода, соединить кабельную муфту с концами обмотки статора электродвигателя и слегка закрепить гайками, не допуская полного уплотнения;

7)               вывинтить пробку для выпуска воздуха из нижней камеры протектора и пробку обратного клапана в головке двигателя, ввинтить на место пробки штуцер напорного шланга заправочного насоса; закачать в двигатель жидкое масло до появления его в отверстии нижней камеры протектора и в зазоре неплотно затянутой кабельной муфты; вывинтить штуцер заправочного насоса и ввинтить на место пробку обратного клапана головки двигателя;

8)               ввинтить пробку в протектор и затянуть гайки, с помощью которых кабельная муфта крепится к двигателю; опустить двигатель с протектором в скважину до посадки хомута на протекторе на фланец обсадной колонны и проверить вращение двигателя включением в электросеть;

9)               навинтить патрубок-проводник на насос, поднять насос с мостков, снять предохранительную крышку с конца насоса, вывинтитьь пробку в основании насоса, проверить вращение вала насоса шлицевым ключом; установить свинцовую прокладку и шлицевую муфту на вал протектора и соединить насос с протектором;

10)           снять хомут-элеватор с протектора, поднять протектор над фланцем обсадной колонны; вывинтить пробку обратного клапана протектора и ввинтить на ее место штуцер заправочного насоса с жидким маслом; вывинтить пробку из спускного отверстия протектора и закачать жидкое масло до его появления в спускном отверстии протектора;

11)           ввинтить пробку в спускное отверстие протектора  продолжать закачивать жидкое масло до появления его в отверстии основания насоса;

12)           ввинтить в отверстие основания насоса манометр и опрессовать агрегат;

13)           при отсутствии течек масла в соединениях вывинтить манометр и штуцер заправочного бачка;

14)           ввинтить воздушную пробку протектора и открыть перепускной клапан протектора на 1,5-2 оборота;

15)           при появлении густого масла в отверстии основания насоса закрыть пробку, спустить агрегат и установить предохранительные кожухи;

16)           подключить кабель и произвести пробный запуск насоса.

Так как к насосно-компрессорным трубам необходимо хомутами крепить кабель питания электродвигателя, обычный автомат АПР-2ВБ не может быть применен для свинчивания труб. Для механизации работ по спуску погружных электроцентробежных агрегатов ВНИИнефтемашем разработан автомат АПР-2ЭПН, представляющий собой сочетание автомата АПР-2 с автоматической приставкой, оснащенной автоматическим центрирующим устройством и системой съема и надевания хомутов.

После спуска труб при их подвеске на планшайбе следует провести заключительные операции:

1)                          ввинтить подъемный патрубок в планшайбу, поднять ее с мостков и навинтить на колонну труб;

2)                          приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины и посадить колонну труб на колонный фланец;

3)                          вывинтить подъемный патрубок из муфты планшайбы;

4)                          установить и закрепить сектор планшайбы;

5)                          поднять и вывинтить арматуру (тройник и задвижку) в муфту планшайбы;

6)                          соединить нагнетательную линию арматуры и проверить работу насоса и станции управления.

При подвеске труб и переводной катушки необходимо:

1)                          снять кабель с подвесного ролика;

2)                          поднять переводной патрубок вместе с переводной катушкой и навинтить на колонну труб;

3)                          приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины;

4)                          протащить свободный конец кабеля в отверстие катушки;

5)                          посадить колонну труб на крестовик и закрепить переводную катушку с крестовиком болтами;

6)                          установить сальниковое уплотнение;

7)                          отсоединить переводной патрубок от переводной катушки;

8)                          поднять елку арматуры и соединить ее с переводной катушкой;

9)                          соединить нагнетательные линии арматуры.

Автотрансформатор и станция управления имеют салазки, и для них не требуется изготовлять фундаменты. Их устанавливают на полу дощатой будки, которая защищает их от атмосферных осадков и заносов зимой.

В последнее время для скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами (ПЭЦН), вместо планшайб применяют специальную арматуру, которая отличается от обычной фонтанной конструкцией катушки, предназначенной для пропуска кабеля. Для этого в катушку вварена сальниковая камера, уплотненная набивкой. Подвеска насосных труб аналогична подвеске подъемных труб в фонтанных скважинах. Эту арматуру выпускают тройниковой и крестовой.

Для транспортировки оборудования погружных центробежных электронасосов используют специальные агрегаты. Погружное оборудование (насос, двигатель и гидрозащиту) доставляют на скважину не соединенными друг с другом. Все перевозимое оборудование должно быть закреплено. При отсутствии специальных машин оборудование установок погружных центробежных электронасосов перевозят на бортовых машинах с длинным кузовом, при этом насос и двигатель должны транспортироваться в специальных футлярах. Можно использовать для перевозки ПЭЦН специально изготовленные сани. Кабель перевозят намотанным на барабан.

Кантовать и сбрасывать оборудование установок погружных центробежных электронасосов категорически запрещается.

Станции управления необходимо перевозить, соблюдая правила транспортировки контрольно-измерительной и релейной аппаратуры.

Погрузку и разгрузку двигателей и секций насоса производят специальным приспособлением с захватом в двух местах (расстояние между точками захвата должно быть не менее 1,5 мм).

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога