Для чего нужен штуцер на нефтяной скважине

Обновлено: 07.07.2024

Штуцера для регулирования дебита скважины, их типы, конструкции

Они являются элементом фонтанной елки и предназначены для регулирования режима работы фонтанной скважины и ее дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих выкидных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надежны нерегулируемые штуцеры. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует много конструкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполняются в виде коротких конических втулок из легированной стали или из металлокерамического материала с центральным каналом зад анного диаметра. По мере износа штуцера установленный режим работы скважины нарушается и штуцер необходимо менять. Для этого работу скважины переводят временно на запасной отвод, на котором установлен штуцер заданного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер в основном рабочем отвод е. В связи с этим предложено много конструкций так называемых быстросменных штуцеров (рис. 2.1).

Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии. Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого сечения регулируемого штуцера.

Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом штуцере п роисходит поглощение энергии газожидкостной струи и снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. сли разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.

Рис. 2.1. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125): 1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 - патрубок для подвески первого ряда НКТ

Рис. 2.2. Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления (ЩБА-50-700):

1 - корпус, 2 - тарельчатая пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 - крышка, 6 - нажимная гайка, 7 - прокладка, 8 - гайка боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая втулка.

3.13. Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений

В процессе разработки пластовое давление, а вместе с ним и общая добыча нефти изменяется. Задачами контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений являются: выполнение утвержденных технологических режимов работы скважин (депрессия, отбор нефти и нефтяного газа, давление на забое и устье скважины и др.); обеспечение равномерного продвижения контуров водоносности; обоснование методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин; бурение новых скважин; перенос фронта нагнетания агента, организация очагового и избирательного заводнения; регулирование и изменение отборов жидкости по отдельным скважинам или группам скважин, другие мероприятия с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи. За перераспределением давления в пласте наиболее просто наблюдать по картам изобар, составленным на различные даты. Пластовое давление в отдельных скважинах определяется их расстановкой и распределением дебитов по скважинам. Для получения более полноценной карты изобар из большого числа эксплуатируемых скважин выбирают группу опорных скважин, в которых обязательно раз в квартал проводится замер пластового давления, результаты замеров используются для составления карты. Кроме того, выделяют специальные скважины – пьезометрические. Обычно это скважины из числа разведочных, попавших в законтурную (водя

ную) часть пласта или в газовую шапку, а также из числа обводнившихся нефтяных скважин. Среднее давление по пласту может быть определено как среднеарифметическое или средневзвешенное по площади по данным замеров отдельных скважин. Пьезометрические скважины позволяют уточнить не только карту изобар, но и получить данные для суждения о некоторых свойствах пласта в законтурной области. Контроль за изменением дебитов нефти, жидкости и содержанием воды в продукции является основной задачей и осуществляется с самого начала развития нефтедобывающей промышленности. Важное значение имеет и наблюдение за изменением газового фактора, особенно при разработке нефтегазовых залежей и нефтяных залежей, эксплуатируемых в условиях режима растворенного газа. Правильное заключение о состоянии разработки залежей немыслимо без систематических исследований скважин на приток жидкости в условиях установившихся и неустановившихся отборов (метод восстановления давления). Для более точного регулирования закачки воды необходимо знать количество отбираемой и закачиваемой жидкости раздельно в каждый пласт. В добывающих скважинах количество добываемой жидкости можно установить с помощью специального прибора – глубинного дебитомера. В нагнетательных скважинах – глубинным расходомерами. Позднее составляются профили приемистости или отдачи соответственно по нагнетательным и добывающим скважинам. Для выяснения точного местоположения поглощающих пластов можно применять метод изотопов. При этом способе в скважину закачивают порцию воды, в которую добавляют радиоактивный изотоп. Затем с помощью радиокаротажа определяют местоположение пластов, поглотивших радиоактивные изотопы.

4.9. Охрана недр при разработке нефтяных и газовых месторождений

Проектные решения технологического документа должны быть направлены на рациональное использование недр, т.е. наиболее эффективным способом, с минимальными потерями. Охрана недр регламентируется «Правилами охраны недр». Эти правила разработаны с учетом требований Закона РФ «О недрах», Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Правил организации и осуществле

ния производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте, Положения о лицензировании деятельности по производству маркшейдерских работ, Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре РФ. Контроль за выполнением «Правил охраны недр» возложен на Росгортехнадзор РФ и его территориальные органы. В соответствии с этими правилами пользователь недр обязан обеспечить: – соблюдение требований законодательства, а также утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ; – соблюдение требований технических проектов, недопущение разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых; – обеспечение полноты геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр; – обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов; – достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых; – ведение геологической, маркшейдерской и иной документации в процессе всех видов пользования недрами и ее сохранность; – безопасное ведение работ, связанных с пользованием недрами; – сохранность разведочных скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях; ликвидацию в установленном порядке скважин, не подлежащих использованию; – охрана месторождений от обводнения и загазованности, других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку; – предотвращение загрязнения недр при сбросе сточных вод.

Не допускается составление проектной документации по выборочной отработке наиболее богатых или находящихся в более благоприятных горно-геологических условиях участков месторождения, пластов и залежей, приводящей к снижению качества остающихся балансовых запасов, их разукрупнению и истощению месторождения, вследствие которых содержащиеся в них запасы полезных ископаемых могут утратить промышленное значение и оказаться потерянными. В разделе приводятся возможные источники опасности для сохранности недр и даются рекомендации по предотвращению этих опасностей. Так, в процессе проходки и строительства скважин предлагается осуществлять меры по предотвращению открытого фонтанирования, обвалов ствола скважины. Нефтяные и водоносные интервалы в скважинах необходимо надежно изолировать друг от друга, обеспечить герметичность колонн и высокое качество их цементирования. К процессу бурения скважин предъявляются следующие основные требования по надежности их сооружения, обеспечивающие предотвращение: заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод в атмосферу и в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами; аварийного фонтанирования; образование грифонов; возникновение зон растепления и просадки устьев скважин, смятия колонн и др. Особое внимание уделяется охране водоносных горизонтов пресных, минерализованных и промышленных вод. С целью предотвращения обводнения продуктивных пластов, исключения возможности вертикальных межпластовых перетоков флюидов, охраны пресных подземных вод от загрязнения предусматривается цементирование до устья эксплуатационной колонны, кондуктора и направления добывающих и нагнетательных скважин. В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за выработкой запасов, учетом добываемой продукции и ее потерь, состоянием надпродуктивной части разреза в процессе всего периода эксплуатации. По мере возникновения осложнений должны реа

лизовываться меры по их устранению (ремонтно-изоляционные работы, консервация и ликвидация скважин). Разработка и эксплуатация любого месторождения углеводородов ведется на основании утвержденных технологических документов (технологическая схема, проект разработки, авторский надзор и др.). Для соблюдения правил охраны недр, окружающей среды и безаварийной эксплуатации скважин составляют технологические режимы работы скважин, объекта или месторождения в целом. В технологических документах при разработке нефтяных и газовых месторождений предусмотрены мероприятия по охране недр, атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод, земель, лесов, флоры и фауны от вредного воздействия на них производств буровых и добывающих предприятий. Проектные решения технологического документа должны быть направлены на рациональное использование недр. При пользовании недрами осуществляется систематический контроль за состоянием окружающей среды и выполнением природоохранных мероприятий. Контроль осуществляется в пределах горного отвода.

Наиболее распространенные методы вызова притока (освоения скважины) и газа из пласта в скважину следующие: 1. Промывка скважины – замена жидкости, заполняющей скважины после процесса бурения, более легкой; например, глинистого раствора – водой или воды нефтью. Для закачки нефти в скважину применяют передвижные насосные агрегаты, смонтированные на тракторе или автомобиле. 2. Продавка сжатым газом (воздухом) – вытеснение жидкости из колонны подъемных труб сжатым газом, нагнетаемым в затрубное пространство скважины. Этот агент (газ) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через подъемные трубы наружу и, одновременно поступая в них через специальные пусковые клапаны, газирует жидкость и тем самым уменьшает ее плотность. Эти клапаны устанавливают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) на заранее рассчитанной глубине. Для нагнетания газа (воздуха) в скважину применяют передвижные компрессоры, которые подключают к задвижке затрубного пространства. Наиболее распространенный компрессор УКП-80, подача которого равна 8 м3/мин, максимальное рабочее давление 8 МПа. 3. Аэрация – насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью. Значительное понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в него воды и газа. При проведении этого процесса сначала в кольцевое пространство нагнетают жидкость. После установления циркуляции жидкости к смесителю начинают подавать сжатый газ (воздух) от компрессора. Давление в газовой линии при этом должно быть выше, чем в нагнетательной линии от насоса на 0,3–0,5 МПа. В смесителе газ хорошо перемешивается с жидкостью и газирует ее. Таким образом достигается постепенное снижение давления на забой, что вызывает приток нефти.

4. Поршневание (свабирование) – снижение уровня жидкости в скважине. Этот способ освоения используют при спущенных в скважину НКТ и установленной на устье арматуре. В НКТ на стальном канате с помощью лебедки от тракторного подъемника или бурового станка спускают поршень (сваб), имеющий клапан. При спуске поршня шариковый клапан открыт. При подъеме поршня клапан закрывается и весь столб жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается, давление на забое снижается, что вызывает приток жидкости из пласта.

6.2. Выбор способа эксплуатации нефтедобывающих скважин

При разработке месторождения имеют место три способа эксплуатации скважин: 1) пластовой энергии достаточно для перемещения (продвижения) требуемого количества нефти к забоям добывающих скважин и для подъема жидкости на поверхность; 2) при данном забойном давлении обеспечивается приток жидкости в скважину и подъем ее на поверхность, однако это давление незначительно отличается от пластового давления, поэтому при низких коэффициентах продуктивности приток нефти в скважину незначителен. По условиям работы пласта забойное давление может быть снижено для увеличения притока нефти, но в этом случае это давление будет недостаточным для подъема жидкости в скважине; 3) пластовое давление равно или ниже давления, необходимого для подъема жидкости в скважине. В первом случае добывающие скважины эксплуатируются фонтанным способом – наиболее эффективным и наименее затратным. Во втором случае скважины могут эксплуатироваться фонтанным способом или с помощью скважинных насосов, применение которых обеспечивает ввод в скважины с поверхности дополни

тельной энергии, что позволяет снижать забойное давление, увеличивать депрессию на пласт и приток жидкости. В третьем случае применяется механизированная эксплуатация скважин с помощью глубинных насосов.Виды профессиональной деятельности.

Эксплуатационная деятельность:

· эксплуатация и контроль за состоянием объектов нефтегазового производства, инженерный мониторинг;

· контроль за соблюдением технологической дисциплины и правильной эксплуатации технологического оборудования;

· соблюдение требований и методов использования оборудования, правил, действующих норм и условий его работы;

· установление причин неисправностей при работе технологического оборудования, технологии производства, принятие мер по их устранению;

· использование передовых методов ремонта и реновация технологического оборудования.

Организационно-управленческая деятельность:

· организация работы коллектива исполнителей, принятие управленческих решений в условиях различных мнений;

· нахождение компромисса между различными требованиями (стоимости, качества, безопасности и сроков исполнения) как при долгосрочном, так и при краткосрочном планировании и определении оптимальных решений;

· оценка производственных и непроизводственных затрат на обеспечение качества продукции;

· осуществление технического контроля и управления качеством нефтегазовой продукции.

Научно-исследовательская деятельность:

· фундаментальные и прикладные исследования в области нефтегазового дела;

· создание новых технологий, технических средств;

· выполнение опытно-конструкторских разработок;

· анализ состояния и динамики объектов деятельности с использованием необходимых методов и средств.

Проектно-конструкторская деятельность:

· формирование целей проекта (программы), решение задач, критериев и показателей достижения целей, построение структуры и взаимосвязей, выявление приоритетов решения задач с учетом нравственных аспектов деятельности;

· разработка обобщенных вариантов решения проблемы, анализ этих вариантов, прогнозирование последствий, нахождение компромиссных решений в условиях многокритериальности, неопределенности, планирование реализации проекта;

· использование информационных технологий при разработке проектов нефтегазовых объектов и производств;

· разработка проектов технических условий, стандартов и технических описаний.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» будет знать:

· свойства исходного сырья, материалов и реагентов, влияние их свойств на ресурсосбережение и надежность технологических процессов;

· способы осуществления основных технологических процессов;

· прогрессивные методы эксплуатации технологического оборудования; основы разработки малоотходных, энергосберегающих экологически чистых технологий;

· методы проектирования технологических процессов, обеспечивающих получение эффективных решений при строительстве или реконструкции предприятий отрасли;

· передовые методы ремонта технологического оборудования и средств автоматизации технологических процессов;

· экономико-математические методы при выполнении экономических расчетов в процессе управления;

· методы организации производства и эффективной работы трудового коллектива на основе современных методов управления.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» будет владеть:

· методами определения оптимальных и рациональных технологических режимов работы оборудования;

· методами управления проектирования действующих технологических процессов обеспечивающих выпуск продукции, отвечающей требованиям стандартов и рынка;

· компьютерными технологиями и методами проектирования обеспечивающих получение и эффективных решений при строительстве технологических решений при строительстве скважин, эксплуатации нефтегазовых месторождений, транспорте углеводородного сырья;

· методами анализа причин возникновения неполадок в производственном процессе и разработки мероприятий по их предупреждению;

· методами разработки технологических и технических заданий на новое строительство, реконструкцию нефтегазовых объектов, обоснования технологической схемы производства и охраны труда, обеспечения экологической чистоты производства;

· принципами выбора наиболее рациональных способов защиты порядка действия коллектива предприятия (цеха, отдела, лаборатории) в чрезвычайных ситуациях.

Возможности продолжения образования выпускника.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», освоивший основную образовательную программу высшего профессионального образования подготовлен к обучению в аспирантуре по направлениям: 250017 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений; 051318 — Математическое моделирование,

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Если эргазлифт не оборудован устьевым штуцером , то диапазон изменений давления в устье подъемной трубы сравнительно небольшой и само изменение этого давления в большинстве случаев мало влияет на результаты вычислений по расчетным уравнениям. Однако, при определении производительности эргазлифта по уравнению ( 114), в котором результат вычисления в значительной мере зависит от значений pi и р2, величину p необходимо принимать ( хотя бы приближенно) в соответствии с условиями работы эргазлифта, в особенности для эргазлифтов, работающих при повышенных перепадах давлений. [19]

Эксперименты показывают, что чем меньше устьевой штуцер , тем выше текущее забойное давление и меньше дебит установки. [20]

Режим работы фонтанной скважины регулируют устьевым штуцером , скважины исследуют глубинными приборами, спускаемыми через фонтанный лифт до забоя. Перед подземным ремонтом требуется глушить ( задавить) фонтан глинистым раствором или пластовой ( соленой) водой. [21]

После определения размера забойного штуцера подбирают устьевой штуцер на суммарный дебит пластов Q Qi Q2 - Устьевой штуцер подбирают так же, как и в однопла-стовой скважине. [22]

Согласно заданному технологическому режиму скважина работала на устьевом штуцере d 45 мм при расходе газа 7 16 8 тыс. м3 / сут. [23]

Чтобы иметь критический режим истечения газонефтяной смеси через устьевой штуцер , требуется обеспечить большой перепад давления. [24]

При отклонении от заданного режима ( вследствие неточности подбора устьевого штуцера , запарафинивания колонны насосно-компрессорных труб, изменения давления в трапе и др.) приток нефти из отдельных пластов может изменяться и не соответствовать запланированному. Поэтому за работой пластов необходимо осуществлять оперативный контроль, исходя из данных замера суммарного дебита скважины. [26]

В данной главе в качестве измерителей расхода дисперсных систем рассмотрены устьевой штуцер и стандартная диафрагма. Оба эти устройства отличаются простотой конструкции, надежностью и способностью работать при любых давлениях. [27]

Начальной точкой первой фазы эксперимента следует считать тот режим ( диаметр устьевого штуцера на выкидной линии скважины и расход газа), который был установлен геологической службой нефтегазодобывающего управления. [28]

Начальной точкой I фазы эксперимента следует считать тот режим ( диаметр устьевого штуцера на выкидной линии скважины и расход газа), который был установлен геологической службой нефтегазодобывающего управления. [30]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Глубинный штуцер предназначен для возобновления и регулирования естественного фонтанирования скважин путем ограничения отбора жидкости и газа из пласта и, следовательно, рационального использования пластовой энергии. Штуцер максимально использует энергию газа на подъем жидкости по трубам и ограничивает производительность насоса до расчетной величины. При работе глубинного штуцера затруб-ное пространство скважины должно быть тщательно закрыто и отбор газа из него недопустим. [2]

Глубинные штуцеры иногда называются забойными, но мы считаем это название неудачным. [3]

Стационарный глубинный штуцер состоит из массивного цилиндрического корпуса и внутреннего цилиндрического канала. Этот штуцер устанавливается между двух насосно-компрессорных труб. [4]

Регулируемый глубинный штуцер также устанавливается в насосно-компрессорных трубах, но проходное отверстие его может быть изменено без подъема насосно-компрессорных труб путем вращения последних или в результате спуска с поверхности специальных штоков. [5]

Регулируемый глубинный штуцер имеет следующее преимущество: он автоматически закрывается в момент, когда дебит жидкости начинает превышать максимально допустимую величину. Штуцера такого типа применяются на скважинах, в которых возможна эррозия фонтанной арматуры вследствие пескопроявления или коррозия из-за наличия соленой воды. [7]

В общем глубинные штуцеры первых двух типов оказались мало пригодными и получили очень небольшое распространение. [8]

Опыт применения глубинных штуцеров в прошлом показал, что в пробкообразующих насосных скважинах они содействуют удлинению межремонтного периода работы скважины. [10]

При добыче газа глубинные штуцеры имеют малое распространение. [11]

Юрен 1 считает, что глубинный штуцер имеет коэфи-циент полезного действия несколько выше штуцера, установленного на поверхности, и при нем добыча идет с меньшей тратой энергии пласта. Для добычи газа это большого значения не имеет, так как для подъема газа по скважине используется лишь ничтожная часть пластовой энергии, и добыча все равно идет с большим противодавлением на пласт, а когда давление в пласте при истощении пласта приближается к атмосферному, штуцеры не применяются. [12]

На рис. 21 показана конструкция глубинного штуцера коно-идального профиля . [14]

Если вместе с газом идет мелкий песок, глубинный штуцер больше страдает и быстрее изнашивается от песка, чем поверхностный чок-ниппель, так как далеко не весь песок, прошедший через глубинный штуцер, доходит до поверхности. [15]

Нефть, Газ и Энергетика

рис 1. Три формы установки штуцеров на скважинах

При каждом положении штуцера нужно манометрами определить давление до и после штуцера и счетчиком, поставленным на газопроводе после штуцера, определить дебит газа. Только тогда картина станет ясной.

При эксплуатации газовой скважины в широких пределах изменять проходное сечение штуцера не только не нужно, но даже вредно.

рис 2. Штуцер Шэфера меняющегося сечения.

Нефть, Газ и Энергетика

Глубинный штуцер. на фиг. 23.

В общем глубинные штуцеры первых двух типов оказались мало пригодными и получили очень небольшое распространение.

Штуцеры и старого и нового типов можно вынимать и спускать без вынимания колонны. Но они имеют постоянное нерегулируемое отверстие. Если нужно уменьшить или увеличить отверстие, нужно вынуть штуцер и заменить его другим.

Глубинный регулятор Отиса изображен на фиг. 24.

Если нужно увеличить дебит, нужно уменьшить противодавление, т. е. давление в газопроводе. Поэтому, кроме указанного регулятора, иногда ставится штуцер на поверхности около, устья скважины.

Вынимание и спуск регулятора Отис отнимает много времени. Проф. Юрен говорит, что на одно вынимание тратится иногда полсуток и даже более.

Нефть, Газ и Энергетика

Случаи превращения газовых фонтанов в кратеры были и в СССР.

В пласте есть самые разнообразные пути для газа:

Особенно неоднородны пути в известняках и доломитах.

Искусство эксплуатации газовых скважин заключается в том, " чтобы не допустить большой скорости вытекания газа из пласта.

Пробки в скважинах

Это явление выражается в том, что нижняя часть скважины до какой-то высоты заполняется песком. Высота пробки бывает разная. Промежутки между зернами песка заполняются мелкими частицами породы.

Язык воды. Конус воды. Преждевременное затопление

жизни могла бы дать газ с большой площади вокруг скважины, выше и ниже по пласту до первоначального фронта воды. Процент отбора должен быть таков, чтобы газ со всей этой большой площади успел поступить в скважину. Если эксплуатируется длинный ряд скважин,

вытянутый параллельно фронту воды, Есе скважины должны эксплуатироваться с одинаковым противодавлением на пласт, чтобы по мере добычи газа пластовая вода двигалась к скважинам не отдельными языками, а прямолинейным фронтом, параллельным серии скважин или в виде длинной дуги большого радиуса. При чрезмерном отборе газа может получиться фронт воды, изображенный на фиг. 8.

Пока еще в такую скважину, не сполна захваченную конусом воды, продолжается приток газа, можно уменьшить процент отбора и увеличиться противодавление на пласт. Этим иногда удается осадить конус воды, после чего приток газа в скважину может увеличиться. Аналогично можно поступить и с притягиванием, по фиг, 8 и 9, языков воды, причем конус воды легче осадить, чем язык воды.

Фиг. 12 показывает скважину, заполненную конусом воды вследствие чрезмерного отбора газа. Вода дошла до кровли пласта и изолировала скважину от газа, находящегося в верхней и средней частях пласта вокруг скважины.

Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин

Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин, относится к области регулирования расхода жидкости (газа) и может быть использован в нефтедобывающей промышленности для вывода нефтяной скважины, без ее остановки, на заданный режим эксплуатации, путем дискретного изменения диаметра проходного отверстия штуцера, с возможностью замера давления жидкости (газа) на входе и выходе штуцера.

Предлагаемое техническое решение содержит сквозной корпус, размещенный в нем регулирующий элемент, образующий в корпусе полости и выполненный в виде золотника, имеющего форму полого тела вращения, по образующей которого выполнен ряд сквозных радиальных отверстий разного диаметра, поджатого притертой сферической втулкой с возможностью вращательного движения, а также установочный вал, соединенный с золотником, выведенный наружу через корпус и снабженный указателем диаметров радиальных отверстий. Новым является то, что в конструкцию штуцера, на входе и выходе, дополнительно введены устройства контроля давления жидкости (газа) в виде манометров, причем, на входе штуцера манометр соединен с трубопроводом через обратный клапан, а ообратный клапан выполнен в виде корпуса с запирающим шариком.

Установка требуемого расхода нефти производится ключом, путем поворота установочного вала 7. В результате происходит поворот золотника 2 и совмещение требуемого сквозного отверстия золотника 2 с отверстием втулки 6, тем самым, позволяя установить необходимый расход жидкости. Замена манометра 13 осуществляется без остановки вывода нефтяной скважины на рабочий режим, благодаря наличию обратного клапана.

Заявленная конструкция штуцера отличается высокой надежностью, широким диапазоном регулировок и возможностью измерять давление жидкости (газа), при относительной простоте устройства.

Техническое решение, заявляемое в качестве полезной модели, относится к области регулирования расхода жидкости (газа) и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для вывода нефтяной скважины, без ее остановки, на заданный режим эксплуатации, путем дискретного изменения диаметра проходного отверстия штуцера, а также возможности изменять направление потока жидкости (газа).

Недостатком указанных устройств, является отсутствие возможности контроля давления жидкости (газа) на входе и выходе штуцера.

Предлагаемое техническое решение направлено на устранение этих недостатков, и решает задачу измерения давления потока жидкости (газа).

Новым является то, что в конструкцию штуцера, на входе и выходе, дополнительно введены устройства контроля давления жидкости (газа) в виде манометров, причем, на входе штуцера, манометр соединен с трубопроводом через обратный клапан. Обратный клапан выполнен в виде корпуса с запирающим шариком.

Сущность технического решения, заявляемого в качестве полезной модели, поясняется чертежами.

На фиг.1 и 2 изображен предлагаемый штуцер в разрезе.

Заявляемый штуцер содержит сквозной корпус 1, с кольцевыми проточками для его монтажа. Внутри корпуса 1 помещен золотник 2 выполненный в виде полого тела вращения, с образованием двух полостей 3 и 4. По образующей поверхности которого выполнен ряд сквозных радиальных отверстий 5. Золотник 2 поджат сферической притертой втулкой 6, усилием избыточного давления. Золотник 2 имеет возможность вращательного движения, при котором отверстие втулки 6 совмещается с одним из его радиальных отверстий 5. Золотник 2 связан с установочным валом 7 (фиг.2) посредством полумуфты 8. Конец вала 7, выведенный наружу через корпус 1, снабжен ключом 9, предназначенным для осуществления поворота золотника 2.

Для контроля давления жидкости (газа) на входе и выходе установлены манометры. На выходе давление стабилизируется и манометр 10 устанавливается посредством гайки 11 и патрубка 12 на корпусе 1.

На входе штуцера установлен манометр 13 (фиг.1). В связи с тем, что на входе возникают скачки давления, которые приводят к частым поломкам манометра, для замены манометра 13 без остановки потока жидкости (газа), на входе устанавливается обратный клапан, позволяющий производить замену манометра. Обратный клапан представляет из себя разъемную конструкцию из корпуса 14 и переходника 15, внутри которых располагается толкатель 16, седло 17 и шарик 18.

Устройство работает следующим образом. Штуцер с манометрами устанавливается для вывода нефтяной скважины путем дискретного регулирования. Установка требуемого расхода нефти производится ключом, путем поворота установочного вала 7. В результате происходит поворот золотника 2 и совмещение требуемого сквозного отверстия золотника 2 с отверстием втулки 6, тем самым, позволяя установить необходимый расход жидкости. Замена манометра 13 осуществляется без остановки вывода нефтяной скважины на рабочий режим, благодаря наличию обратного клапана. При замене манометра, шарик 18, расположенный в корпусе 14 обратного клапана, перемещается и упирается под давлением в седло 17, тем самым перекрывая отверстие толкателя 16. При установке манометра в корпус обратного клапана, толкатель 16 перемещает шарик 18, тем самым освобождая доступ жидкости (газа) к манометру.

1. Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин, содержащий сквозной корпус, размещенный в нем регулирующий элемент, образующий в корпусе полости и выполненный в виде золотника, имеющего форму полого тела вращения, по образующей которого выполнен ряд сквозных радиальных отверстий разного диаметра, поджатого притертой сферической втулкой с возможностью вращательного движения, а также установочный вал, соединенный с золотником, выведенный наружу через корпус и снабженный указателем диаметров радиальных отверстий, отличающийся тем, что в конструкцию штуцера, на входе и выходе, дополнительно введены устройства контроля давления жидкости (газа) в виде манометров, причем на входе штуцера манометр соединен с трубопроводом через обратный клапан.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что обратный клапан выполнен в виде корпуса с запирающим шариком.

Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам регулирования расхода жидкости (газа) и может быть использована для вывода нефтяной скважины на заданный режим эксплуатации без ее остановки путем дискретного изменения диаметра проходного отверстия штуцера. Технический результат достигается тем, что в штуцере для фонтанной арматуры нефтяных скважин, содержащем сквозной корпус с установленными в нем регулирующими элементами, выполненными в виде золотников, имеющих форму полых цилиндров, снабженных сквозными радиальными отверстиями разного диаметра с заданным шагом, каждый из которых через кулачковый диск связан с возможностью вращения со своим установочным валом, выведенным наружу через корпус и снабженным указателем со шкалой, золотники установлены на вертикальной оси корпуса один над другим, причем нижний регулирующий золотник имеет отверстия диаметром от 2 мм до 14 мм, а верхний золотник - золотник-кран, имеет два калиброванных отверстия: диаметром 14 мм для направления потока жидкости через регулирующий золотник, и диаметром 34 мм для обеспечения максимального проходного сечения штуцера. Когда в работе задействован нижний регулирующий золотник, верхний золотник-кран зафиксирован в нерабочем положении при помощи фиксатора, выполненного в виде втулки, который соединен с валом шпилькой, прижат к корпусу пружиной и имеет выступы, входящие в прорези крышки корпуса, а диапазон проходного сечения регулируется отверстиями нижнего, регулирующего золотника. При необходимости установить максимально возможное проходное сечение, верхний золотник выводят в рабочее положение. При таком взаимном расположении золотников каждый из них может работать автономно, обеспечивая диапазон регулирования проходного сечения от 2-х до 34-х мм. 4 ил.

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам регулирования расхода жидкости (газа) и может быть использована в нефтедобывающей промышленности для вывода нефтяной скважины на заданный режим эксплуатации без ее остановки путем дискретного изменения диаметра проходного отверстия штуцера.

Известен штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин, содержащий сквозной корпус, размещенный в нем регулирующий элемент, образующий в корпусе полости, выполненный в виде золотника, имеющего форму полого цилиндра, по образующей которого выполнен ряд сквозных радиальных отверстий, и связанный через кулачковый диск с установочным валом, при этом золотник поджат седлом усилием избыточного давления и имеет возможность вращательного движения для совмещения его сквозных отверстий с отверстием седловины (патент RU 54443, МПК G05D 7/01, опубл. 18.04.2005). Недостатком известного штуцера является то, что регулирующий элемент имеет ограниченное количество отверстий для регулирования потока жидкости, которое не может быть увеличено механическим путем, что ограничивает его технические возможности.

Наиболее близким к заявляемой полезной модели по технической сущности является штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин, содержащий сквозной корпус с устройствами фиксации на фонтанной арматуре, размещенные в нем регулирующие элементы, выполненные в виде золотников, имеющих цилиндрическую форму, по образующей которых выполнены радиальные отверстия разного диаметра и каждый из которых связан с установочным валом, снабженным указателем и втулкой со шкалой, при этом один золотник установлен внутри другого золотника (патент RU 87274, МПК G05D 7/01, опубл. 27.09.2009). Это устройство выбрано в качестве прототипа.

Недостатком прототипа является то, что золотники не могут работать автономно, так как один золотник установлен внутри другого золотника. Регулирование расхода жидкости, протекающей через штуцер, осуществляется направлением ее через отверстия в золотнике. В прототипе жидкость сначала проходит через радиальные отверстия во внешнем (большом) золотнике, а затем - через отверстия во внутреннем (малом) золотнике. При вращении внутреннего золотника поворачивается и наружный золотник, что приводит к перекрытию входных (радиальных) отверстий. Отверстиями, лимитирующими расход жидкости, в прототипе являются отверстия во внутреннем (малом) золотнике. В случае, когда необходимо, чтобы лимитирующими расход жидкости отверстиями были отверстия наружного (большого) золотника, придется остановить работу скважины, перекрыть трубопровод перед штуцером, произвести частичную его разборку и извлечь (демонтировать) внутренний золотник. Это приводит к росту трудоемкости работ и увеличению времени, необходимого для вывода скважины на заданный режим эксплуатации.

Технической задачей, на решение которой направлена полезная модель, является устранение указанного недостатка и создание конструкции штуцера, удобного в эксплуатации, обеспечивающего автономную работу каждого золотника без остановки оборудования, демонтажа и разборки устройства, что позволит сократить время наладки оборудования, снизить трудоемкость работ, расширить эксплуатационные возможности устройства.

Технический результат достигается тем, что в штуцере для фонтанной арматуры нефтяных скважин, содержащем сквозной корпус с установленными в нем регулирующими элементами, выполненными в виде золотников, имеющих форму полых цилиндров, снабженных сквозными радиальными отверстиями разного диаметра с заданным шагом, каждый из которых через кулачковый диск связан с возможностью вращения со своим установочным валом, выведенным наружу через корпус и снабженным указателем со шкалой, золотники установлены на вертикальной оси корпуса один над другим, причем нижний, регулирующий золотник, имеет отверстия диаметром от 2 мм до 14 мм, а верхний золотник - золотник-кран, имеет два калиброванных отверстия: одно диаметром 14 мм для направления потока жидкости через регулирующий золотник, и второе диаметром 34 мм для обеспечения максимального проходного сечения штуцера, при этом валик привода золотника-крана снабжен фиксатором, выполненным в виде втулки, соединенным с валом шпилькой, прижат к корпусу пружиной и имеет выступы, входящие в прорези крышки корпуса, который обеспечивает фиксацию валика относительно корпуса штуцера во время работы нижнего, регулирующего золотника. Когда в работе задействован нижний регулирующий золотник, верхний золотник, золотник-кран, зафиксирован (заперт) в нерабочем положении, а диапазон проходного сечения регулируется отверстиями нижнего, регулирующего золотника. При необходимости установить максимально возможное проходное сечение, золотник-кран выводят в рабочее положение. При таком взаимном расположении золотников каждый из них может работать автономно без остановки и демонтажа оборудования, обеспечивая диапазон регулирования проходного сечения от 2-х до 34-х мм. Каждый валик привода золотников снабжен указателем со шкалой диаметров отверстий, соответствующих определенным проходным отверстиям, имеющимся на золотниках, выполненной в виде поворотного лимба.

Полезная модель поясняется чертежами, где:

фиг.1 - штуцер в сборе, общий вид с фланцами;

фиг.2 - штуцер в сборе, вид без фланцев;

фиг.3 - фиксатор валика привода золотника-крана;

фиг.4 - лимб поворотный.

Штуцер содержит сквозной корпус 1 с крышкой 5, в котором размещены золотник-кран 2, имеющий два калиброванных отверстия диаметром 14 мм и 34 мм, валик привода 3 золотника-крана 2, снабженный лимбом поворотным 4, указателем, выполненным в виде стрелки на крышке 5 корпуса 1, и фиксатором 9, выполненным в виде втулки, который соединен с валиком привода 3 штифтом 18, прижат к корпусу 1 пружиной 19 и имеет выступы, входящие в прорези крышки 5 корпуса 1, золотник регулирующий 10, имеющий радиальные отверстия диаметром от 2-х до 14 мм, валик привода 11 золотника регулирующего 10, снабженный указателем 12 и лимбом поворотным 13, разрядную пробку 6, вентиль 7, технологическую пробку 8, пробку 14, прокладку 15, переходник 16, фланец воротниковый 17.

Устройство работает следующим образом.

Расход жидкости, проходящей через штуцер, определяют в зависимости от среднего установившегося перепада давления Рср (разность давлений на входе и выходе, полученная после проведения 4-5 замеров в час), коэффициента расхода К и от соответствующего, установленного по лимбу, значения диаметра (площади) проходного сечения золотника.

Предлагаемое устройство удобно в эксплуатации, оно обеспечивает возможность автономной работы каждого золотника без демонтажа и разборки устройства, что позволяет сократить время наладки оборудования, снизить трудоемкость работ, улучшить эксплуатационные возможности устройства. Предлагаемый штуцер имеет широкий диапазон регулирования проходного сечения при сохраненной компактности габаритов, он выполнен полнопроходным, в открытом положении образует сквозное отверстие диаметром 34 мм.

Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин, содержащий сквозной корпус с устройствами фиксации на фонтанной арматуре, размещенные в нем регулирующие элементы, выполненные в виде золотников, имеющих форму полых цилиндров, снабженных сквозными радиальными отверстиями с заданным шагом и диаметрами, каждый из которых связан с возможностью вращения со своим установочным валом, выведенным наружу через корпус и снабженным указателем со шкалой, отличающийся тем, что золотники установлены на вертикальной оси корпуса один над другим, причем нижний золотник имеет отверстия диаметром от 2 мм до 14 мм, а верхний золотник имеет два калибровочных отверстия диаметром 14 мм и 34 мм, при этом установочный вал верхнего золотника снабжен фиксатором, выполненным в виде втулки, который соединен с валом штифтом, прижат к корпусу пружиной и имеет выступы, входящие в прорези крышки корпуса.

Читайте также: