Меню

Как осуществляется соединение штуцера с другими элементами



Что такое штуцер

Штуцер относится к разновидности фитингов и коротких патрубков. По функциональному назначению призван присоединять трубопровод к другим соединительным элементам коммуникаций – арматуре, продувке, трубам. Штуцер, как правило, небольшого веса и размера. По способу крепления бывает: приварного типа или с внутренней/наружной резьбой для зажимного метода.

Назначение

Сфера применения штуцера для трубопровода: в водопроводных сетях, тепловых трубопроводах, газопроводных коммуникациях с высоким давлением, в транспортных магистралях для смазочных материалов густых/жидких. Широко используется в системах, где необходимо контролировать показатели избыточного давления воды/газа/масла. Облегчает задачу подключения к насосам/манометрам/гидроаккумуляторам. Штуцеры легко демонтируются, когда необходимо провести ремонтно-наладочные работы.

Виды штуцеров

Соединительный, изготавливается из нержавеющей стали и предназначен для подсоединения сантехнических изделий к водопроводным коммуникациям. Также устанавливают на насосном оборудовании, для обеспечения системы фильтрации. Соединительные штуцеры обладают высокими показателями антикоррозионной устойчивости, ГОСТ 22792-83.

Переходной, используется в гидравлических системах, где необходимо выдерживать высокое давление. Производится по ГОСТ 21856-78. Предназначен для соединения трубопроводных деталей разнородного диаметра.

Поворотный, предусматривает в своей конструкции поворотный шарнир. Вращающийся соединительный элемент или гидрошарнир используется для подачи газа/пара/жидкости по трубопроводу. Особая форма и поворотный шарнир исключают возможность изгиба и деформации трубопровода, ГОСТ 25681-83.

Приварной, предназначен для линзовых уплотнений в трубопроводах. Чаще всего используются на нефтеперерабатывающих предприятиях. Изделие отличается высоким качеством и регулируется ГОСТ 16045-70. Предназначен для защиты от воздействия температурных перепадов и агрессивных сред.

Штуцер быстросъемный

Фитинги быстросъёмного типа используют, чтобы быстро подключать и отключать от шланга пневматический инструмент и другие устройства. Быстросъёмные штуцеры применяют в работах на шиномонтажах и автомастерских. Преимущество детали этого типа в том, что мастеру не нужно каждый раз отключать в системе внутреннее давление, если нужно переподключить оборудование. Это облегчает процесс работы и экономит время. Среди быстросъёмов различают патрубки «папа» и патрубки «мама» – предназначены для шлангов разного диаметра. Отличаются резьбой: внутренняя или внешняя.

Штуцер переходник

Для соединения элементов арматуры используют штуцеры-переходники. Они нужны, чтобы сконнектить несколько деталей с одним шлангом или несколько шлангов и рукавов с агрегатом. Иногда бывает так, что система состоит из разнодиаметровых отрезков. Такие особенности конструкции создают проблему мастеру в работе – невозможно состыковать все детали для стабильной работы агрегата. В таком случае и применяют металлические приспособления переходного типа. Переходной патрубок выглядит, как втулка с внутренней или наружной резьбой с обеих сторон.

Как осуществляется соединение штуцера с другими элементами

Патрубок соединяет разные элементы системы при помощи выходных отверстий, оснащённых внутренней или внешней резьбой. Насечки есть только на одном конце металлоизделия, а другой конец – это соединитель и соответствует форме и диаметру деталей системы, которые нужно сконнектить. Соединение фитинговое представляет собой комплект из самой металлической втулки и монтажного узла. Такая стыковка применяется в бытовых, магистральных и промышленных системах. Интегральное соединение используют в трубопроводах с повышенным давлением – в таком соединении фитинг и втулка являются единым целым. Если штуцер имеет конструкцию тройника, пятивыходника или крестовины, его применяют для соединения системы, в которой несколько ответвлений – для смены направления магистралей трубопровода. Выполняют соединение элементов штуцерами как с помощью сварки, так и неприварным методом.

Пятивыводной штуцер

Пятивыводной штуцер представляет собой металлическую втулку с пятью отходными сквозными отверстиями, каждое из которых оснащено внешней либо внутренней резьбой. Используют такие патрубки для скрепления сложных элементов в системе водоснабжения (автоматического). Металлоизделие с пятью выходами соединяет между собой насос, гидроаккумуляторное устройство и реле.

Штуцер-елочка

Штуцер конструкции «елочка» – соединительное приспособление, которым скрепляют между собой шланг (рукав) и агрегат. Мастера часто используют штуцеры-ёлочки, чтобы зафиксировать надёжно шланги с разным диаметром и чтобы производить ремонтные работы в местах разрывов. Гравировка в елочкообразных патрубках может быть и внутри, и снаружи – это зависит от концевой арматуры. Материал изготовления деталей-ёлочек зависит от того, для чего используют штуцер. Из стали – для работ с высоким давлением и агрессивными средами. Для систем отопления и полива – из латуни.

Отличительные особенности штуцера из нержавейки

Металлоизделие из нержавеющей стали может герметично и надёжно скрепить все элементы системы. Причем не только в стальных трубопроводах, но и в комбинированных системах. Стальные патрубки устойчивы к температурам высокого значения и коррозии. Они обладают хорошей механической прочностью и легко крепятся к любым видам металлических деталей. За счет нержавеющей функции относятся к классу экологичных материалов.

Особенности латунных штуцеров

Латунные штуцеры используют в инженерных системах и для трубопроводов. Фитинги из латуни защищены от влаги, на них не влияет агрессивная внешняя среда, они прочные. Отличительные характеристики: имеют малую электропроводность, что экономит энергозатраты, хорошо сохраняются при температуре 120 градусов по Цельсию и при давлении 16 бар, имеют не очень высокую стоимость.

Чертеж штуцера

В каких сферах применяется

  1. • для тепловых и атомных электростанций;
  2. • для установки приборов и средств автоматизации;
  3. • для муфтовой арматуры;
  4. • для сосудов, резервуаров и аппаратов.

Из каких материалов изготавливают штуцеры

Штуцер производят из нержавеющей, легированной и углеродистой стали. Для получения антикоррозийного покрытия после обкатки на токарном станке изделия покрываются гальваником, цинковым составом. Штуцеры, применяемые для неагрессивных сред, изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей.

Как открутить штуцер

Чтобы снять штуцер, необходим накидной разрезной ключ определенного диаметра, сбоку он должен зажиматься винтом. Это самый оптимальный способ, также можно воспользоваться микродрелью, сваркой или молотком.

ГОСТы

ГОСТ 24504-80: Соединения трубопроводов резьбовые. Штуцера ввертные с концом под врезающееся кольцо. Конструкция
ГОСТ 21858-78: Соединения трубопроводов резьбовые. Штуцера ввертные. Конструкция
ГОСТ 21872-78: Соединения трубопроводов резьбовые. Штуцера переборочные. Конструкция
ГОСТ 21857-78: Соединения трубопроводов резьбовые. Штуцера переходные. Конструкция
ГОСТ 25681-83: Соединения трубопроводов резьбовые. Штуцера поворотные. Конструкция
ГОСТ 26337-84: Соединения трубопроводов резьбовые. Штуцера проходные под пайку. Конструкция
ГОСТ 24092-80: Соединения трубопроводов резьбовые. Штуцера проходные под приварку. Конструкция
ГОСТ 24072-80: Соединения трубопроводов с врезающимся кольцом проходные. Конструкция
ГОСТ 24073-80: Соединения трубопроводов с врезающимся кольцом переходные. Конструкция
ГОСТ 24090-80: Соединения трубопроводов с врезающимся кольцом переборочные. Конструкция
ГОСТ 24087-80: Соединения трубопроводов с врезающимся кольцом крестовые проходные. Конструкция
ГОСТ 24091-80: Соединения трубопроводов с врезающимся кольцом и заглушкой. Конструкция
ГОСТ 24074-80: Соединения трубопроводов с врезающимся кольцом ввертные. Конструкция
ГОСТ 28942.4-91: Соединения трубопроводов с врезающимся кольцом ввертные с уплотнением резиновым кольцом круглого сечения. Конструкция

Источник

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.

Читайте также:  32 Станкоемкость трудоемкость коэффициент загрузки оборудования

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).

Известны различные устройства для регулирования расхода жидкости (газа). Например, полезная модель РФ 54443 «Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин» (МПК G05D 7/01 заявл. 2005.04.18) где регулирующий элемент, образующий в корпусе полости, выполнен в виде золотника, имеющего форму полого цилиндра, по образующей которого выполнен ряд сквозных радиальных отверстий, и связан 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.

Аналогичное устройство, взятое авторами за прототип, полезная модель РФ 43378 «Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин» (МПК G05D 7/01 заявл. 2004.06.21), отличается формой золотника, выполненного в виде полого усеченного с одной стороны шара. Достоинством этих устройств, является надежность и простота регулировки.

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).

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 золотника выполнен ряд сквозных радиальных отверстий разного диаметра. Золотник поджат притертой втулкой с возможностью вращательного движения. Установочный вал, соединенный с золотником, выведен наружу через корпус и снабжен 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. 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.

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

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.

Источник

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

Читайте также:  Оформление спортивного уголка в детском саду рассказываем по полочкам

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.

Читайте также:  Оборудование для супермаркета и работа с ней

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,

Источник

Регулирование дебита фонтанной скважины

Регулирование технологического режима работы скважины (дебита) осуществляют созданием противодавления на устье. Для этого на выкидных линиях после запорных устройств ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади про­ходного сечения. Регулировать дебит задвижками нельзя, так как из-за наличия песка в продукции происходит быстрый из­нос запорных устройств задвижек (плашек) и они выходят из строя. Поэтому рабочие положения задвижек либо полностью открыты, либо полностью закрыты.

Штуцер представляет собой диафрагму или короткую втул­ку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 3-25 мм.

Простейшие штуцеры представляют собой диск толщиной 7-10 мм, в центре которого имеется отверстие с резьбой для

завинчивания штуцерной втулки, или стальную круглую бол­ванку с фланцем на одной стороне и продольным отверстием посередине. Для замены штуцера рабочую выкидную линию отключают, а работу скважины переводят на запасную линию, затем снижают давление в рабочей линии до атмосферного. Недостатки таких штуцеров: необходимость замены штуцерной втулки при разъедании проходного отверстия песком, а также продолжительность операции по смене штуцерной втулки.

В отдельных случаях при поверхностном штуцере в резуль­тате прохождения газонефтяной смеси через узкое отверстие температура ее может настолько снизиться, что детали фон­танной арматуры замерзнут. Чтобы избежать нежелательного явления — замерзания деталей фонтанной арматуры (вплоть до образования гидратов), а также в целях уменьшения износа штуцеров в скважинах, в струе которых имеется песок, приме­няют ступенчатые штуцеры (рис. 3.13), т. е. на выкиде последо­вательно один за другим устанавливают два-три штуцера с по­степенно увеличивающимися отверстиями в их втулках. Таким образом, общий перепад давления распределяется на несколько штуцеров, в каждом из которых перепад уменьшается, в связи с чем снижается скорость движения смеси, а это способствует уменьшению износа втулок штуцеров и предохраняет трубы и арматуру от резкого охлаждения. Последний (наименьший) из штуцеров является рабочим.

Быстросменный штуцер состоит из разъемного корпу­са, зажимаемого между двумя фланцами на выкидной линии фонтанной арматуры при по­мощи шпилек. В корпус встав­ляется пробка с коническим отверстием под сменную шту­церную втулку. Герметичность обеспечивается резиновыми уплотнениями. Применение

Рис. 3.14. Быстросменный штуцер ШБА-50х700.

1 — корпус; 2 — тарель­чатая пружина; 3 — боковое седло; 4 — обойма; 5 — крышка; 6 — нажимная гайка; 7 — про­кладка; 8 — гайка боковая; 9 — штуцерная металлическая втулка.

быстросменного штуцера позволяет значительно ускорить замену штуцерной втулки и облегчить условия труда. Однако замена требует перехода на резервную линию и общие затраты времени на смену остаются достаточно велики.

Удобнее применение углового устьевого штуцера. Он состоит из корпуса, в котором происходит поворот струи на 90°, втулки с корпусом конической сменной насадки, штока (шпинделя) со сменным коническим наконечником и маховиком. В сменную насадку вращением маховика вводится наконечник, перекрывающий часть отверстия. Степень откры­тия (закрытия) дросселя определяется по указателю, имеюще­му деления, которые показывают диаметр цилиндрического отверстия в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади кольцевого сечения. Положение штока фиксируется стопорным болтом.

В настоящее время используют регулируе­мый штуцер, основу ко­торого составляет ме­таллический стержень с калиброванными от­верстиями. Стержень с двух сторон герметизи­руется специальными зажимными устройства­ми. Флажок на стержне указывает на диаметр штуцера, используемого

Источник