Многоходовой переключатель скважин


Устройство и принцип действия АГЗУ «Спутник».

ГЗПУ (групповая замерная переключающаяся установка) – для производства замера дебита скважин и куста в целом и контроль за их работой. Состоит: корпус, трубная обвязка, гребенка, ПСМ, мерный газосепаратор, счетчик расхода ТОР-1 (турбинный объемный расходомер), регулятор расхода, запорная арматура, вытяжка, обогреватели.

 ПСМ (переключатель скважин многоходовой) – для автоматического и ручного перевода потока добываемой из отдельной скважины жидкости в газосепаратор. Состоит из: корпуса с входными патрубками, расположенными ассиметрично в горизонтальной плоскости корпуса, переключающей каретки, расположенной в корпусе с возможностью вращения относительно оси корпуса и соединенной через вал и зубчатую гребенку с поршневым гидроприводом, углового выходного патрубка с системой уплотнений, установленного в каретке так, что при вращении каретки он последовательно сообщается со всеми входными патрубками  и соответственно, последовательно направляет на отводящий трубопровод поток жидкости от каждой подключенной к ПСМ скважине.  

  Поток жидкости по трубопроводу направляется к двухкорпусному газосепаратору с поплавковым управляющим устройством. Разгазированная жидкость далее поступает на счетчик расхода ТОР.

  ТОР-1 – для измерения объема жидкости выходящей из газосепаратора. Состоит из: углового подводящего патрубка и из цилиндрической проточной части с размещенной в ней крыльчаткой (турбиной), вал которой связан с понижающим шестеренчатым редуктором, вращающим магнитную муфту, которая в свою очередь за счет магнитных сил передает крутящий момент на внешний механический счетчик с указательной стрелкой и диском с двумя постоянными магнитами, которые при вращении диска замыкают контакты расположенного рядом с механическим счетчиком  электромагнитного датчика и сигналы электромагнитного датчика регистрируются на блоке местной автоматики, а замеряемая жидкость проходящая по проточной части через отверстие выполненное ниже турбинки поступает в отводящий патрубок расположенный соосно с входной частью подводящего патрубка. ТОР-1 устанавливается вертикально и работает следующим образом: жидкость через подводящий патрубок поступает в проточную часть и вращает находящеюся там турбинку, а затем через имеющиеся в проточной части окна поступает в отводящий патрубок. Замеренная на ТОРе жидкость проходит через регулятор расхода и далее соединяясь с газом в основной коллектор.

Назначение АГЗУ.

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.

При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

  • Спутник AM 40-8-400
  • Спутник AM 40-10-400
  • Спутник AM 40-14-400
  • Спутник Б 40-14-400

Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

Рассмотрим маркировку АГЗУ на примере установки «Спутник AM 40-8-400»:

40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см2 .

8 — количество подключаемых скважин.

400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м3/сут.

AM 40-8-400 AM 40-10-400

AM 40-14-400

Б 40-14-400

Количество подключаемых скважин

8

10

14

14

Пропускная способность, м3/сут.

1-400

1-400

1-400

1-400

Рабочее давление, МПа

4,0

4,0

4,0

4,0

Г азосодержание нефти при обводненности до 5%, нм3/т

60

60

60

60

Кинематическая вязкость нефти, м2 /с

до 120x10т6

до 120x10т6

до 120x10т6

до 120xia6

Обводненность, %, в пределах

от 0 до 98

от 0 до 98

от 0 до 98

от 0 до 98

Содержание парафина, объемное, %

до 7

до 7

до 7

до 7

Содержание сероводорода, объемное, %

до 2

до 2

до 2

до 2

Температура рабочей среды, °С,

от +5 до +70

от +5 до +70

от +5 до +70

от +5 до +70

Количество механических примесей, мг/л.

не более 3000

не более 3000

не более 3000

не более 3000

Размер механических примесей, мм,

не более 5

не более 5

не более 5

не более 5

Погрешность измерения, %

±2,5

±2,5

±2,5

±2,5

Потребляемая мощность, кВт,

до 10

ДО 10

до 10

до 10

Габаритные размеры, мм -технологического блока -аппаратурного блока

5350*3200*2650 1960x1730x2350

5850x3200x2650

1960x1730x2350

6350x3200x2650

1960x1730x2350

6350x3200x2650

1960x1730x2350

Масса, кг, не более -технологического блока -аппаратурного блока

5970

1020

6455

1020

7900

1020

7900

1020

«Устройство АГЗУ»

АГЗУ состоит из двух отдельных блоков:

технологического блока,

аппаратурного блока.

В технологическом блоке производится измерение дебита скважин.

Технологический блок АГЗУ оборудован обогревателем, освещением, принудительной вентиляцией, сигнализацией отклонения от норм значения давления. Все электрооборудование технологического блока выполнено во взрывобезопасном исполнении.

Класс взрывоопасности технологического блока — В-1а(т.е. образование взрывоопасных смесей возможно только в аварийных ситуациях).

В аппаратурном блоке расположены приборы и аппаратура управления работой оборудования установки.

Класс аппаратурного помещения — обыкновенный, поэтому аппаратурный блок должен устанавливаться на расстоянии не менее 10 метров от технологического блока, т.е. вне взрывоопасной зоны.

Технологический блок.

Выкидные линии скважин, подключаемых к АГЗУ, подсоединяются к входным патрубкам технологического блока через обратные клапаны.

Клапаны устанавливаются на трубопроводах в горизонтальном положении в соответствии с маркировкой «верх» на корпусе. При этом среда подается под захлопку по направлению стрелки на патрубке клапана и проходит через клапан, поднимая захлопку. При прекращении движения жидкости, захлопка под действием собственной массы и среды опускается на седло, предотвращая обратный ток жидкости.

В технологическом блоке установлен переключатель скважин многоходовой (ПСМ) 1, к которому через нижний ряд задвижек 2 подводится продукция добывающих скважин. Автоматическое переключение ПСМ производится при помощи гидропривода 3.

Система задвижек верхнего ряда 4 позволяет направлять продукцию скважин по байпасу 5 в сборный коллектор 6, минуя ПСМ, т.е. без замера. Для разрядки байпасной линии предусмотрена дренажная линия 7, выведенная в канализационный колодец либо в дренажную емкость.

Основным элементом установки является емкость сепарационная 8, оснащенная контрольно-измерительными приборами 9 и пружинным предохранительным клапаном (СППК) 10. На выходе газа из ёмкости устанавливается газовая заслонка 11, а на трубопроводе выхода жидкости — счетчик ТОР 12 и регулятор расхода 13.

Для сброса грязи из емкости предусмотрена грязевая линия 16, а для слива жидкости — линия разрядки 14, выведенная в канализационный колодец, либо в дренажную емкость.

Для аварийного сброса давления и разрядки ёмкости предусмотрена линия сброса 15, отводящая газ в атмосферу, а жидкость в дренажную линию.

ПСМ — переключатель скважин многоходовой.

Переключатель скважин многоходовой (ПСМ) предназначен для автоматической и ручной установки скважин на замер.

ПСМ состоит из корпуса с патрубками 1, крышки 2 с измерительным патрубком, вала 3, поршневого привода 4 с зубчатой рейкой 5, датчика положения 6, указателя положения 7, угольника (поворотного патрубка) 8 и подвижной каретки 9.

Корпус ПСМ на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемещаются ролики каретки. При перемещении роликов по канавкам, между резиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте.

Жидкость из скважины, установленной на замер, проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями, установленный на валу ПСМ, и направляется на замер в ёмкость сепарационную. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор.

Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом.

Подвижная каретка состоит из корпуса 10. втулки 11, посаженных на осях роликов 12, резинового уплотнения 13.

Корпус ПСМ на внутренней поверхности имеет две диаметральные канавки с выточками против каждого отверстия. По канавкам перемешаются ролики каретки. При перемещении роликов по канавкам, между релиновым уплотнением и корпусом ПСМ образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной, обеспечивая герметичность в замерном тракте.

Жидкость из скважины, установленной на замер, проходит через каретку, угольник, патрубок с отверстиями, установленный на валу ПСМ. и направляется на замер в емкость сепарациоиную. Жидкость с остальных скважин через выходной патрубок направляется в сборный коллектор.

Автоматическое переключение ПСМ осуществляется при помощи поршневого привода за счет давления масла, создаваемого гидроприводом.

Поршневой привод с храповым механизмом состоит из корпуса 1, закрепленного на крышке ПСМ. силового цилиндра 2 с крышкой 3, поршня 4, пружины 5 и зубчатой рейки б, составляющей одно целое со штоком поршня 7.

 

Регулировка длины хода зубчатой рейки, а. следовательно, и угла поворота вала ПСМ, осуществляется с помощью регулировочного винта 8, доступ к которому закрыт винтовой заглушкой 9.

Вручную ПСМ переключается при помощи специальной рукоятки 10. В автоматическом режиме при подаче жидкости от гидропривода в полость силового цилиндра, поршень с рейкой перемещается и поворачивает шестерню 11, а вместе с ней и храповик с валом переключателя.

После выключения гидропривода поршень вместе с рейкой и шестерней возвращаются в исходное положение под действием пружины, а вал ПСМ, за счет храпового механизма, остается на месте.

Внутри корпуса ПСМ крепится датчик положения поворотного патрубка, а на валу крепится указатель с постоянным магнитом.

Сигнал от датчика положения поступает в блок автоматики, где определяется номер скважины, установленной на замер.

Характеристики ПСМ

Ха 2.954.034

Ха 2.954.008

Рабочее давление, МПа, не более

4,0

4,0

Диаметр входных патрубков, мм

50

80 (50)

Диаметр общего выходного патрубка, мм

100

150

Количество подключаемых трубопроводов

8

8,10,14

Максимальный перепад давления между замерным и общим трубопроводами, МПа, не более

0,12

0,12

Диаметр измерительного патрубка, мм

50

80

Напряжение питания датчика положения, В

24

24

Род тока

постоянный

постоянный

Диапазон температуры окружающей среды, °С

От +5 до +50

От +5 до +50

Относительная влажность окружающей среды при температуре +20 °С, %, не более

80

80

Габаритные размеры, мм, не более:

- диаметр

501

570

- высота

665

902

Масса, кг, не более

75

248

rengm.ru

1. Переключатель скважинный многоходовой. 2. Поплавок.

АГЗУ изготавливается в блочном исполнении, монтируется на уложенные плиты. При высоком газовом факторе (100 и более кубических метров на тонну нефти) газ пульсирует в трубах внутри АГЗУ, по этой причине АГЗУ может терять устойчивость. Однако какого-либо крепления к плитам или специального фундамента не требуется. Фиксирующим элементом являются подводящие заглубленные трубопроводы. От АГЗУ нефтегазовая смесь с группы скважин поступает по заглубленному трубопроводу на дожимную насосную станцию (ДНС) или на установку предварительного сброса воды (УПСВ).

5.3. Строительные и монтажные работы при сооружении дожимной насосной станции (днс)

Дожимная насосная станция или установка предварительного сброса воды являются сложными и ответственными объектами, куда собирается газо-водо-нефтяная смесь от многих АГЗУ, (рис. 1.5, 5.6). На дожимной насосной станции происходит первая ступень сепарации смеси, поэтому на подготовленной площадке монтируются минимум два сепаратора различной емкости от 25 до 200 м³ в зависимости от объема сепарируемой жидкости. Для откачки отсепарированной жидкости устанавливаются минимум два насосных агрегата на общей раме с электродвигателем.

Для установки сепараторов и насосных агрегатов готовятся фундаменты. Существует несколько вариантов подготовки фундаментов. Блочный вариант, когда экскаватором копается котлован на глубину промерзания земли, подсыпается песчано-гравийной смесью. На песчано-гравийную смесь укладываются железобетонные подушки, на них монтируются железобетонные блоки. Как для горизонтальных сепараторов, так и для насосных агрегатов фундаменты нивелируются, закладываются анкерные болты, к которым крепится рама насосного агрегата и седловидные опоры для установки горизонтальных емкостей. В последнее время распространен способ изготовления фундаментов в свайном исполнении. С помощью кранов или трубоукладчиков на фундаменты устанавливаются сепараторы и насосные агрегаты. К сепараторам и насосным агрегатам подключаются трубопроводы, запорная и предохранительная арматура. Как правило, на строительную площадку завозятся смонтированные в заводских условиях комплекты (узлы) оборудования. Например, насос и двигатель монтируются на общей раме в отцентрированном положении. Под задвижки, фильтры выставляются железобетонные или металлические стойки, чтобы избежать напряженного состояния трубопроводов, как от собственного веса, так и от веса арматуры.

Рис. 5.6. Технологическая схема ДНС

5.4. Строительные и монтажные работы при сооружении компрессорной станции

Компрессорные станции для подготовки, компримирования и откачки попутного газа сооружаются в двух вариантах. Первый вариант, когда на месторождении строится здание в кирпичном или панельном исполнении, (рис. 1.7). Во втором варианте компрессорная станция монтируется из блоков, выполненных в заводском исполнении. В первом варианте выполняется типовой ленточный или свайный фундамент, на котором ведется кирпичная кладка стен или устанавливаются металлические колонны, на которые навешиваются панели. Обычно строители сначала готовят фундаменты для установки компрессорных блоков (рис. 5.7) с электро- или газовым приводом, устанавливают агрегаты на фундамент и в последнюю очередь возводят каркас здания. В здании обязательно монтируется кран - балка для замены или ремонта агрегатов. На территории компрессорной станции размещается система подготовки (осушка, охлаждение) газа, система пожаротушения, административно – бытовой блок в капитальном или блочном исполнении.

studfiles.net

Переключатель скважин многоходовой

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для переключения направления нефти от трубопроводов, проводящих нефть от добывающих скважин на устройство, замеряющее дебет скважин.

Известно устройство, содержащее корпус с отверстиями для подключения патрубков подачи рабочей жидкости, гидрораспределитель для подключения канала измерения к патрубкам подачи рабочей жидкости, в корпусе установлена втулка с отверстиями, соответствующими отверстиями корпуса, канал измерения выполнен в виде угольника с подвижной кареткой соединения с отверстиями, угольник соединен с полым валом подачи рабочей жидкости в измерительный патрубок, гидрораспределитель выполнен в виде корпуса, в котором установлен подпружиненный поршень, соединенный с зубчатой рейкой, взаимодействующей с шестерней, кинематически связанной с шестерней-делителем [RU 83551 U1 (заявка ПМ №2009100951), 10.06.2009].

Недостатком известного устройства является частое заклинивание каретки при переключении скважин, это происходит по причине изнашивания опор вала, следствием чего является перемещение жестко закрепленного угольника с валом вдоль своей оси, в результате которого ролики каретки упираются в торец канавки корпуса, интенсивно изнашивая оси и посадочные отверстия роликов, а также направляющие канавки корпуса. Вследствие образовавшегося износа каретка проворачивается вокруг своей оси и заклинивает. Так же частой причиной заклинивания является ошибочный подбор регулировочных шайб при сборке данного устройства, требуется дополнительное регулирование опор вала для точного позиционирования роликов каретки относительно направляющих канавок корпуса, что весьма сложно сделать особенно в полевых условиях.

Известно устройство, предназначенное для переключения направления нефти от трубопроводов, проводящих нефть от добывающих скважин на устройство, замеряющее дебет скважин [RU 2158868 C2, 10.11.2000]. Запорное устройство содержит корпус кольцевой формы. Корпус имеет радиально расположенные входные отверстия и закрывается с торцов крышками. Внутри корпуса размещен запорный орган с наружной сферической поверхностью и отводным каналом. Запорный орган управляется посредством вала. Вал соосно установлен в канале верхней крышки. Отводной канал сообщается с отводным патрубком. Запорный орган выполнен к виде усеченного шара с числом входных каналов на одно меньше числа входных отверстий корпуса. В последних установлены уплотнения. Они подпружинены относительно присоединяемых к корпусу фланцев и взаимодействуют с наружной поверхностью запорного органа. Нижняя часть запорного органа зафиксирована установленной соосно управляемому валу пятой в ячеистой перегородке нижней крышки. Внутренняя полость вала соединена с одной стороны с отводным каналом запорного органа, с другой - посредством радиальных отверстий с полостью отводного патрубка.

Недостатком известного устройства является материалоемкость конструкции, большие габариты корпуса при использовании 14 отводов, быстрый износ запорного органа из-за постоянного контакта с множеством уплотнений, залипание в статически поджатом состоянии подпружиненных уплотнительных седел, вследствие которого, по мере износа уплотнительных манжет, нарушается их герметичность.

Целью изобретения является улучшение потребительских свойств путем упрощения процесса сборки и ремонта, обеспечения надежной фиксации и герметичности уплотнения каретки, плавного переключения каретки, коррозионной стойкости и износостойкости внутренней, рабочей поверхности корпуса контактирующей с уплотнением каретки.

Указанная цель достигается тем, что поворотный измерительный патрубок выполнен в виде тройника, свободно, в пределах ширины канавок, перемещающегося вдоль оси полого вала. На тройнике жестко закреплены упоры, ограничивающие попорот каретки вокруг своей оси при движении роликов по кольцевым канавкам. Таким образом, заявленное устройство позволяет достичь плавного перемещения каретки с четкой фиксацией на впадинах корпуса противоположно отводам, в том числе при износе регулировочных шайб опорных точек пала, или критического износа роликов каретки и направляющих канавок корпуса, а также в случае ошибочного подбора регулировочных шайб при сборке ПСМ. Для предотвращения преждевременной коррозии и интенсивного износа внутренней, рабочей поверхности корпуса в условиях сильноагрессивных рабочих сред и большого количества механических примесей предлагается выполнять наплавку данной поверхности нержавеющим сплавом.

Конструкция устройства приведена на фиг.1, 2, где указаны корпус 1, крышка 2, вал 3, каретка 4, тройник 5, датчик положения 6, уплотнение 7, замерной патрубок 8, рейка 9, колесо зубчатое 10, храповик 11, пружина 12, шпонка 13, пружина 14, указатель 15, канавки 16, входные патрубки 17, регулировочная шайба 18, регулировочный подпятник 19, выходной коллектор 20, шпонка 21, винт регулировочный 22, крышка 23, гидроцилиндр 24, поршень 25, корпус 26, контргайка 27, пружина 28.

В корпусе 1, на внутренней цилиндрической поверхности, снизу и сверху входных отверстий, имеются две диаметральные канавки 16 с углублениями для фиксации каретки 4 напротив каждого отверстия. По канавкам перемещаются ролики подвижной каретки 4. Глубина канавок и углублений выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением 7 и стенкой корпуса 1 образуется зазор и при попадании роликов в углубления уплотнение прижимается к корпусу пружиной 12, обеспечивая герметичность в замерной линии. Поршневой привод с делительным механизмом служит для обеспечения переключения скважин и состоит из корпуса 26, закрепленного на крышке 2, гидроцилиндра 24 с крышкой 23, поршнем 25, пружиной 28 и зубчатой рейкой 9, составляющей одно целое со штоком поршня. Внутри корпуса привода на валу установлены храповик 11 на шпонке 13 и подвижно сидящее колесо зубчатое 10. Колесо зубчатое 10 прижимается к храповику 11 пружиной 14 и кинематически взаимодействует с зубчатой рейкой 9. Храповик 11 и колесо зубчатое 10 имеют торцевые зубья со скосами, что обеспечивает одностороннее зацепление, при их взаимном повороте. Устройство работает следующим образом. После срабатывания гидропривода рабочая жидкость в гидроцилиндре 24 перемещает поршень 25, жестко связанный с зубчатой рейкой 9. Рейка 9 перемещается и вращает колесо 10, прижатое пружиной 14 к храповику 11, заставляя ее тоже перемещаться на несколько градусов. Поскольку колесо 10 жестко соединено шпонкой 13 с валом 3, то вал передает вращение тройнику 5 посредством шпоночного соединения 21, каретка поворачивается на определенный угол и подключается к соответствующему каналу. Тройник 5 свободно скользит вдоль оси вала 3, тем самым позволяет роликам каретки 4 самоцентрироваться в пределах канавок 16, вне зависимости от настройки зазоров и положения вала 3 регулировочными шайбами 18 и подпятниками 19 в опорных подшипниках. На тройнике 5 имеются упоры для предотвращения проворачивания каретки 4 вокруг своей оси и обеспечения прямолинейности качения роликов каретки по канавкам 16 корпуса 1. На номер положения канала указывают датчик положения 6 и указатель 15. Рабочая жидкость через тройник 5 и полый вал 3 подается в измерительный патрубок 8, и осуществляется замер производительности соответствующей скважины. После установки каретки 4 напротив одного из каналов и ограничения хода рейки 26 в упор регулировочного винта 22 с контргайкой 27 подача рабочей жидкости в гидроцилиндр 24 прекращается и пружина 28 возвращает поршень 25 с рейкой 9 в исходное положение. Поскольку храповик 11 и колесо 10 имеют торцевые зубья со скосами, то при возврате зубчатой рейки 9 храповик 11 и вал 3 остаются па месте. Поверхность корпуса 1 между канавками 16 наплавляется нержавеющим сплавом.

В случае износа роликов каретки 4, или канавок 16 корпуса 1, заклинивание каретки не происходит, что подтверждают заводские и промысловые испытания заявленного устройства ПСМ. Во время ремонта ПСМ с заменой изношенных узлов нет необходимости точно регулировать зазоры в опорах вала с помощью регулировочных шайб и подпятников, т.к. тройник с кареткой самоцентрируется в пределах канавок 16, вне зависимости от осевого смещения вала 3, который выбирает все зазоры, за счет выталкивающей силы давления рабочей среды ПСМ. Наплавка рабочей поверхности корпуса 1 обеспечивает повышенную коррозионную стойкость и износостойкость в условиях высокоагрессивных сред и большого количества механических примесей. Таким образом, заявляемое устройство обеспечивает повышенную ремонтопригодность, надежность, долговечность конструкции и простоту обслуживания.

Переключатель скважин многоходовой, содержащий корпус с отверстиями для подключения патрубков подачи рабочей жидкости, гидроцилиндр, выполненный в виде корпуса, в котором установлен подпружиненный поршень, соединенный с зубчатой рейкой, кинематический связанной с шестерней и храповым делителем, вращающим вал, предназначенный для переключения канала измерения к патрубкам подачи рабочей жидкости, отличающийся тем, что канал измерения выполнен в виде тройника, свободно перемещающегося вдоль оси полого вала, с подвижной кареткой, ограниченной от поворота вокруг своей оси упорами тройника и фиксирующейся с помощью роликов и пружины, напротив входного патрубка, прилегая к наплавленной износостойкой поверхности корпуса.

findpatent.ru

переключатель скважин многоходовой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для использования, преимущественно, в качестве переключателя скважин в групповых замерных установках объектов нефтедобычи. Корпус переключателя скважин многоходового (далее ПСМ) имеет несколько входных патрубков и один общий выходной патрубок. Корпус ПСМ имеет каналы от каждого входного патрубка до внутренней поверхности плоского участка дна, на который может быть установлена сменная деталь для защиты корпуса и возможности ремонта без демонтажа корпуса путем замены сменной детали. Сверху корпус закрыт крышкой, имеющей патрубок для подключения к измерительному устройству. Продукция одной из скважин поступает через канал в корпусе ПСМ в полый поворотный селектор, затем через полый вал в полость крышки и через патрубок в крышке направляется на замер. Патрубки остальных скважин сообщаются с общим выходом корпуса. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Изобретение относится к устройствам распределения потоков в трубопроводных системах и может быть использовано, преимущественно, в качестве переключателя скважин в групповых замерных установках объектов нефтедобычи.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Процесс измерения дебитов группы добывающих скважин широко известен. Как правило, от каждой из нескольких добывающих скважин к групповой замерной установке (далее ГЗУ) проложены трубопроводы. Внутри ГЗУ эти трубопроводы соединены с переключателем скважин многоходовым (далее ПСМ), от которого продукция одной из скважин направляется к замерному устройству, а продукция остальных скважин направляется в общий нефтесборный трубопровод.

Продукция скважин представляет собой, как правило, многокомпонентную среду, состоящую из углеводородов (в том числе асфальтенов, смол, парафинов и т.п.), пластовой, высокоминерализованной солями (до 45 г/л и более) воды, попутного газа (свободного и растворенного), мехпримесей в виде частиц горных пород, продуктов коррозии и износа внутрискважинного оборудования.

Общеизвестны ПСМ, выпускаемые промышленностью (например ОАО «АК ОЗНА» г.Октябрьский, Башкортостан, далее ПСМ1), и применяемые на абсолютном большинстве ГЗУ отечественного производства. В полом корпусе ПСМ1 размещен поворотный запорно-переключающий орган, выполненный в виде угольника. На боковом патрубке угольника установлена подпружиненная каретка, имеющая два ролика и резиновое уплотнение между кареткой и корпусом ПСМ1 для направления продукции замеряемой скважины в угольник. Верхний патрубок угольника соединен с полым валом, через который продукция одной скважины направляется к замерному устройству. Соосно верхнему патрубку в нижней части угольника выполнен цилиндрический выступ-ось, вставленный в углубление в нижней части корпуса ПСМ1. Для переключения замеров дебита с одной скважины на другую выполняется поворот вала с угольником на определенный угол, при этом ролики каретки катятся по канавкам переменной глубины, выполненным на внутренней цилиндрической поверхности корпуса ПСМ1. Глубина канавок выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавкам образуется зазор между резиновым уплотнением каретки и корпусом ПСМ1, но при положении угольника напротив патрубка замеряемой скважины ролики садятся в углубление и уплотнение каретки прижимается к корпусу ПСМ1.

Решение, реализованное в ПСМ1, имеет ряд существенных недостатков, основные из которых: а) низкая надежность резинового уплотнения между кареткой и внутренней цилиндрической поверхностью корпуса ПСМ1 обусловленная формой уплотняемых поверхностей, что приводит к ускоренному коррозионно-эрозионному износу участка корпуса ПСМ1 под уплотнением и направляющих канавок; б) при движении роликов, прижатых пружиной, по дну направляющих канавок происходит износ и увеличение глубины канавок, что приводит к недостаточному подъему каретки при перемещении угольника между патрубками скважин и, как следствие, к повреждению уплотнения и поверхности корпуса ПСМ1; в) между осью угольника и углублением в корпусе ПСМ1 имеется значительный зазор, который по мере износа увеличивается и ничем не компенсируется. На величину этого зазора под действием пружины каретки происходит перекос угольника, что приводит к неравномерному прижатию уплотнения к корпусу ПСМ1, ускоренному износу участков корпуса ПСМ1 под нижней частью уплотнения и нижней направляющей канавки; г) недолговечность корпуса ПСМ1; д) высокая трудоемкость и стоимость ремонта корпуса ПСМ1, низкая ремонтопригодность.

Все перечисленные недостатки отрицательно влияют на точность и регулярность измерения дебитов добывающих скважин, которые предписаны федеральными нормативными документами.

Известно, что имеются исполнения корпуса ПСМ1 из высоколегированных сталей (например, 12Х18Н10Т, далее ПСМ2), известно также исполнение с цилиндрической вставкой из высоколегированной стали в корпус ПСМ (полезная модель RU 83551 U1, 14.01.2009, далее ПСМ3). Эти исполнения, как показывает практика, не дали значительных улучшений недостатков, перечисленных для ПСМ1, т.к. эрозионный износ корпуса ПСМ из высоколегированных сталей не уменьшился, то же по износу направляющих канавок.

Известно также устройство «МНОГОПОЗИЦИОННЫЙ ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ» (патент RU 2256836 С2, 15.09.2003, далее МПТС).

В описании МПТС указано, что изобретение предназначено для использования, преимущественно, в качестве переключателя скважин в ГЗУ объектов нефтедобычи. МПТС выполнен в виде пробкового крана с цилиндрической пробкой. Пробка размещена в его полом корпусе. Корпус выполнен в виде цилиндра с торцовыми крышками. Через одну из крышек по оси корпуса выведен хвостовик пробки для ее вращения. Корпус снабжен размещенными на нем в одной плоскости радиальными патрубками. Цилиндрическая пробка размещена в корпусе с образованием по обе стороны от нее, соответственно, двух полостей. Каждая крышка корпуса снабжена патрубком для сообщения каждой из обеих его полостей с внешними устройствами. В цилиндрической пробке выполнены по количеству радиальных патрубков корпуса пазы-вырезы с выходом каждого из них на один из торцов цилиндрической пробки для обеспечения санкционированного сообщения радиальных патрубков с соответствующей полостью корпуса. Цилиндрическая пробка жестко позиционирована от каких-либо, кроме вращения, перемещений посредством упорно-радиальных подшипников, выполненных в виде двух пар скольжения.

МПТС при реализации в конкретном устройстве для целей ПСМ имеет ряд существенных недостатков: а) возникают труднорешаемые задачи, такие как уплотнение между корпусом и цилиндрической пробкой с вырезами, центрирование пробки в корпусе; б) щелевая коррозия, в) возможность заклинивания вследствие попадания в зазор мехпримесей и осаждения солей; г) высокое трение в подшипниках скольжения большого диаметра в условиях смывания продукцией добывающих скважин; д) при повороте пробки, в случае остановки ее в непредусмотренном положении, т.е. когда вырезы в пробке расположены не напротив патрубков скважин, не исключено перекрытие патрубков скважин и непредсказуемый рост давления, что недопустимо с точки зрения промышленной безопасности; е) наличие разъемных соединений снизу устройства затрудняет их обслуживание и контроль на предмет утечек; ж) в МПТС не предусмотрена возможность позиционирования пробки при ручном переключении, а также возможность настройки привода, например при замене привода, без разборки МПТС.

В качестве прототипа выбран ПСМ1 как наиболее близкий по конструктивному исполнению.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Целью изобретения является устранение недостатков характерных для ПСМ1, повышение надежности и ремонтопригодности устройства, снижение трудоемкости его ремонта.

Указанная цель достигается тем, что переключатель скважин многоходовой содержит корпус с несколькими входными патрубками и одним общим выходным патрубком, крышку с патрубком для подключения к измерительному устройству, полый вал между полостями корпуса и крышки. При этом в корпусе выполнены каналы от каждого входного патрубка до внутренней поверхности плоского участка дна, один из входных патрубков через канал в корпусе сообщается с полым поворотным селектором, прижимаемым пружиной к дну корпуса и имеющим герметичное уплотнение с плоским участком дна корпуса, полый поворотный селектор соединен с полым валом, при этом остальные входные патрубки корпуса сообщаются с общим выходным патрубком корпуса. На дно корпуса внутри может быть установлена сменная деталь для защиты корпуса и возможности ремонта без демонтажа корпуса путем замены сменной детали. Уплотнение между селектором и сопрягаемой деталью может быть выполнено «металл по металлу». Позиционирование селектора выполняется шариками по плоской поверхности с углублениями. Пружина, прижимающая селектор к дну корпуса, не вызывает перекоса вала ПСМ, т.к. расположена центрально (соосно корпусу).

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖА

На чертеже приведен переключатель скважин многоходового с разрезом, где цифрами обозначены основные элементы устройства:

1 - корпус с несколькими входными патрубками и одним общим выходным патрубком;

2 - крышка с патрубком для подключения к измерительному устройству;

3 - полый вал между полостями корпуса и крышки;

4 - полый поворотный селектор с уплотнениями;

5 - пружина; ДПЦ

6 - сменная деталь.

Стрелками обозначены входы продукции скважин, направление выхода на замер продукции одной из скважин и общего выхода продукции остальных скважин.

ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫЕ ВАРИАНТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

При сохранении внешних размеров ПСМ как у прототипа уменьшается диаметр окружности центров отверстий входных каналов. Таким образом, настоящее изобретение предпочтительно к применению с количеством входных патрубков не более восьми.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ

В связи с имеющейся в отечественной нефтедобывающей промышленности проблемой недолговечности, низкой ремонтопригодностью, высокой трудоемкостью и стоимостью ремонтов корпусов ПСМ1, что приводит к нарушениям точности и регулярности замеров дебитов добывающих скважин, техническое решение, сформулированное в настоящем изобретении, станет реальной альтернативой при его реализации.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Паспорт Ха 2.954.008 ПС. Переключатели скважин многоходовые ОАО «АК ОЗНА» г.Октябрьский, Башкортостан, прототип.

2. Патент РФ на полезную модель RU 83551 U1, 14.01.2009.

3. Патент РФ на изобретение RU 2256836 С2, 15.09.2003.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Переключатель скважин многоходовой, содержащий корпус с несколькими входными патрубками и одним общим выходным патрубком, крышку с патрубком для подключения к измерительному устройству, полый вал между полостями корпуса и крышки, отличающийся тем, что в корпусе выполнены каналы от каждого входного патрубка до внутренней поверхности плоского участка дна, один из входных патрубков через канал в корпусе сообщается с полым поворотным селектором, прижимаемым пружиной к дну корпуса и имеющим герметичное уплотнение с плоским участком дна корпуса, полый поворотный селектор соединен с полым валом, при этом остальные входные патрубки корпуса сообщаются с общим выходным патрубком корпуса.

2. Переключатель скважин многоходовой по п.1, отличающийся тем, что на дно корпуса внутри установлена сменная деталь для защиты корпуса и возможности ремонта без демонтажа корпуса путем замены сменной детали.

3. Переключатель скважин многоходовой по п.1, отличающийся тем, что уплотнение между селектором и сопрягаемой деталью выполнено «металл по металлу».

4. Переключатель скважин многоходовой по п.1, отличающийся тем, что позиционирование селектора выполняется шариками по плоской поверхности с углублениями.

5. Переключатель скважин многоходовой по п.1, отличающийся тем, что пружина, прижимающая селектор к дну корпуса, расположена центрально (соосно корпусу).

www.freepatent.ru


Смотрите также