Госник

2)БУ для бурения неглубоких структурных и поисковых скважин ( выполняются мобильными, все оборудование смонтировано на одном шасси или нескольких самоходных платформах);

3)БУ для бурения на море.

Каждая категория БУ имеет несколько классов. Сравнительная оценка мощности и класса БУ – это допустимая нагрузка на крюк и номинальная глубина скважины при бурении, в расчете что конечный диаметр скважины равен 215 мм при использовании бурильных труб диаметром 114 мм с весом одного погонного метра 300 Н.

Для БУ предусмотрено 11 классов. Вид БУ одного и того же класса определяется рядом факторов:

1)условия бурения (местность, температура, окружающей среды, колебание ветра);

2)цель бурения (разведочное или эксплуатационное);

3)тип скважины (вертикальная или наклонная);

4)способ бурения (роторный или забойными двигателями);

5)технология бурения (как проводятся СПО);

6)геологические условия бурения;

Различные виды БУ одного класса могут иметь отличающиеся друг от друга параметры и характеристики отдельных машин и агрегатов. Параметры каждого агрегата выбирают:

1)на основе анализа результатов бурения скважин;

2)по конструкциям скважины и условиям бурения.

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К БУ.

Технические:

1)высокий к.п.д., достаточная прочность, надежность и долговечность;

2)конструирование должно проводиться с учетом новейших достижений науки и техники;

3)параметры должны соответствовать мировым стандартам.

Эксплуатационные:

1)высокая ремонтопригодность;

2)контроль технического состояния, замена узлов и деталей. Технологические:

1)простота конструкции;

2)простота форм деталей;

3)рациональный выбор материала и способ изготовления деталей;

4)качество изготовления, шероховатость, точность;

5)максимальное использование стандартных и унифицированных деталей и узлов.

Существует три метода монтажа буровых установок: агрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

Агрегатный метод предусматривает индивидуальный монтаж оборудования и строительство сооружений установки с применением фундаментов однократного использования. В этом случае строят бетонные или деревянные фундаменты отдельно под каждый агрегат установки. При повторном монтаже буровую установку разбирают на агрегаты и узлы и перевозят на новую точку бурения, где вновь строят фундаменты, сооружения и монтируют оборудование.

Эти недостатки агрегатного метода приводят к низкой производительности труда и высокой себестоимости сооружения буровых. В настоящее время агрегатный метод применяют очень редко и только при монтаже буровых установок большой грузоподъемности.

Мелкоблочный метод заключается в том, что агрегаты и узлы установки монтируют не на бетонных или деревянных фундаментах, а на металлических основаниях санного типа. Количество мелких блоков определяется конструкцией установки и обычно буровая установка расчленяется на 15—20 мелких блоков. Габаритные размеры и масса мелких блоков позволяют перевозить их на универсальном транспорте или волоком, а в труднодоступных районах — вертолетами.

8.ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ГТУ).

ГТУ делятся на одновальные, двухвальные и комбинированные и при этом обладают преимуществами:

1)хорошей приемистостью;

2)хорошей надежностью;

3)высокой естественной приспособляемостью. 8.1.ОДНОВАЛЬНЫЕ ГТУ.

Вних компрессор и турбина смонтированы на одном валу:

1-компрессор;

2-турбина;

3-камера сгорания;

4-вал турбины.

При увеличении внешней нагрузки снижается частота и количество газа, питающего турбину, в результате уменьшается мощность и крутящий момент двигателя.

8.2.ДВУХВАЛЬНЫЕ ГТУ.

1,2-компрессоры низкого и высокого давления соответственно; 3-камера сгорания; 4-регенератор;

5-турбина высокого давления;

6-турбина низкого давления;

7-вал турбины.

Независимость валов позволяет изменять характеристику ГТУ в широких пределах. 8.3.КОМБИНИРОВАННЫЕ (СМЕШАННЫЕ) ГТУ.

Недостаток ГТУ: обладает низким к.п.д.

26. Типовые схемы фонтанной арматуры. Состав оборудования фонтанной арматуры, характеристика каждого из них. Расчеты, связанные с конструированием фонтанной арматуры.

Фонтанный или газлифтный подъемник на поверхности стыкуется с фонтанной арматурой, монтируемой на колонной головке скважины. Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике-двух колонн, герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция, обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих, как видно, две группы арматур—на базе использования тройников и на базе крестовин.

Трубная головка наиболее характерного типа, используемая в фонтанных арматурах, состоит из корпуса-крестовика 1 с двумя боковыми отводами и фланцами для крепления запорных устройств, трубодержателя 4, переводника 10 для подвески НКТ, уплотнения 2 с грундбуксой 3, втулкой 9 и стопорными винтами 6. Трубные головки изготовливаются согласно требованиям АРI 6А для рабочих давлений от 14 до 105 МПа.

Крестовая арматура для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 МПа. Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстро их заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на двухрядный подъемник, в последнем случае используется другая трубная головка.

Тройниковая арматура Трубная головка, кроме крестовины, имеет тройник, что позволяет нести два ряда НКТ.

Как видно, на арматуре, рассчитанной на большое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две задвижки. Это обусловлено большей надежностью примененных задвижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине, т е. без ее остановки. В связи с широким применением клапанов-отсекателей пласта и целого ряда приборов для измерений внутри работающей скважины, диаметры которых значительны.

Арматура надежна при эксплуатации в особо сложных условиях:

В средах, содержащих H2S и CО2 до 25% по объему каждого, примеси нефти, ингибиторы коррозии и др.

При рабочих давлениях от 2000 до 15 000 psi (14–105 МПа);

В различных климатических зонах с температурой окружающей среды от — 60 до + 60 0С.

Существуют несколько способов стыка элементов фонтанной арматуры. Наиболее распространенный — фланцевый с креплением болтами или шпильками. К недостаткам таких соединений относятся их значительная металлоемкость, большое число болтов (шпилек) и необходимость стабильности крепления каждого из них, а также чувствительность соединения к эффекту релаксации. Фланцевые соединения обусловили необходимость сварки литой части заготовок корпусов тройников и крестовин со штамповками, что усложняет изготовление и приводит к увеличению объема работ по механической обработке.

При фланцевых соединениях методика расчета зависит от способа соединения фланцев: шпильками или хомутами. В обоих случаях рассчитывают размеры фланцев и уплотнительной прокладки, но в первом случае рассчитываются шпильки, а во втором — хомут и стягивающие его болты. В обоих случаях определяют усилия предварительной затяжки уплотнительной прокладки. Осевое усилие при, соединении фланцев шпильками, равно сумме усилий затяжки шпилек, а при хомутовом соединении — результирующей от усилий обжима наружных конических поверхностей фланцев внутренними коническими поверхностями хомута.

Вобоих случаях прокладка может занимать относительно граней проточек два положения. В первом случае она еще при сборке касается внутренних и наружных поверхностей проточек, а уплотняется в результате упругой деформации прокладки и зон контакта фланцев. Во втором положение прокладки зависит от затяжки шпилек. При сборке она контактирует с внешней поверхностью верхнего фланца и фаской нижнего, а при последующем обжиме фланцами ее положение и размер меняются, она уменьшается в пределах упругой деформации. Указанием на упор прокладки о внутреннюю поверхность проточки служит резкий скачок в осевом усилии — при затяжке шпилек хомута.

Поставляемая заводами арматура в основном изготовляется с прокладками, выполненными по второй схеме.

Вметодике расчета для второго способа установки прокладки она рассматривается как элемент толстостенного сосуда, находящегося под внешним давлением р0. Тогда эквивалентное напряжение в зоне внутренней поверхности можно определить из формулы

где — окружное и z осевое напряжения.

2r 2

p0 rн2 н rв2

сечения, равного проходному сечению НКТ. Это позволяет выполнять необходимые работы в скважине без извлечения насоснокомпрессорных труб.

Скважинные камеры состоят из наконечников, рубашки и кармана. Рубашку изготавливают из специальных овальных труб. Для уплотнения клапанов в кармане предусмотрены посадочные поверхности. В кармане камеры имеются перепускные отверстия, через которые газ поступает к газлифтному клапану и, открывая его, газирует жидкость в подъемных трубах. При ремонтнопрофилактических работах в карман может быть установлена циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия - глухая пробка.

Установка камер значительно облегчает и ускоряет спуск скважин и подъем оборудования.

Скважинная камера имеет приварные наконечники и карманы для установки клапанов. Сварка в месте подсоединения наконечников ослабляет прочность скважинной камеры, особенно при работе в агрессивных средах. Поэтому конструкторами принята и вторая технология изготовления скважинных камер, в которой наконечники и рубашка выполняются из цельных труб, без сварки. В этом случае приваривают только карман для установки клапана.

Диаметральные размеры скважинных камер определяются диаметром колонны насосно-компрессорных труб, в которую они встраиваются, и диаметром клапанов.

Длина камеры обусловлена длиной клапана и технологическими особенностями его установки в карман Последнюю задачу разработчик решает при графическом оформлении камеры с учетом размеров клапана и инструмента для его посадки. Рассмотрим несколько подробнее пусковой сильфонный газлифтный клапан, имеющий характерные для всех клапанов элементы.

Газлифтные клапаны Г, управляемые давлением газа, состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток-седло, обратного клапана и устройства фиксации клапана в скважинной камере. Сильфонную камеру заряжают азотом через золотник, установленный во ввернутом заряднике. Давление в сильфонной камере клапана регулируют через зарядник на специальном приспособлении стенда СИ-32.

Сильфонная камера-герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого служит металлический многослойный сильфон, являющийся чувствительным элементом клапана. Роль запорного устройства выполняет пара шток-седло. Газ к клапану поступает через отверстие, сообщающееся с затрубным пространством через окна кармана скважинной камеры. Отверстие расположено между двумя комплектами манжет, благодаря чему создается герметичный канал для поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство скважины.

Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Управляющим давлением для пусковых клапанов (см. рис. 82, а и б) является давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При их работе газ через отверстие Л проникает в полость, где воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его, в результате чего шток поднимается и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Нагнетаемый газ снижает уровень жидкости в кольцевом пространстве ниже первого клапана. При этом через отверстие клапана газ поступает в подъемные трубы, уровень жидкости постепенно повышается. По мере эксплуатации уровень жидкости в кольцевом пространстве снижается, и обнажается второй клапан.

Первый клапан при этом закрывается, и аэризация происходит через второй клапан.

Число клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются клапаны последовательно по мере снижения уровня в кольцевом пространстве скважины в момент, когда перепад между давлениями в кольцевом пространстве и в подъемной колонне, действующий на клапан, достигает заданного.

Понижение уровня в затрубном пространстве продолжается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана, через который поступает газ при заданном технологическом режиме работы скважины, при этом верхние (пусковые) клапаны закрыты. Они используются только в период пуска скважины.

28. Типоразмеры и конструкции штанговых насосов. Группы посадки плунжера в цилиндре.

Насосы по своей конструкции делятся на две основные группы: невставные (трубные) и вставные. В каждой из этих групп имеются различные типы насосов, отличающиеся конструктивными особенностями, устройством отдельных узлов. Невставные насосы характерны тем, что цилиндр насоса спускается на насосно-компрессорных трубах, а его плунжер в сборе со всасывающим и нагнетательным клапанами — на штангах. Поднимают невставной насос из скважины также в два приема: сначала извлекаются штанги с плунжером и клапанами, а затем трубы с цилиндром.

Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр насоса вместе с плунжером) на штангах и' извлекают его на поверхность также в собранном виде. Спущенный в со

бранном виде вставной насос закрепляют в скважине при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах.

Невставные (трубные) насосы подразделяются на два типа: двухклапанные НГН1 и трехклапанные НГН2 (насосы глубинные невставные первого и второго типов соответственно). Эти насосы имеют три основных узла: 1) цилиндр с седлом конуса всасывающего клапана; 2) плунжер с нагнетательными клапанами (одним или двумя); 3) всасывающий клапан с захватным приспособлением.

Вставные насосы НГВ (насос глубинный вставной) с опорой, расположенной в верхней его части, НГВ1 имеют три основных узла: цилиндр, плунжер и замковая опора цилиндра.

Глубинные насосы с металлическими плунжерами всех типоразмеров изготовляют с зазорами трех величин между плунжером и цилиндром, что характеризует степень пригонки или посадку плунжера в цилиндре насоса.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром насосы подразделяются на три группы посадки: I

— с тугой посадкой (минимальный зазор); II — со средней

посадкой; III группа— со слабой посадкой (максимальный зазор).

Зазоры (в мм) между плунжером и цилиндром для глубинных насосов всех типоразмеров следующие: для насосов I группы -

0,02…0,07; II группы - 0,07…0,12; III группы - 0,12…0,17.

Группы посадок устанавливает потребитель при передаче заводу заказов на изготовление насосов.

При высокой температуре и большой вязкости нефти нужно применять насос со слабой пригонкой и, наоборот, при низкой температуре и малой вязкости нефти — с тугой пригонкой.

29. Конструкция и размеры насосных штанг и муфт к ним. Материалы и методы упрочнения насосных штанг и муфт. Расчет и конструирование штанговой колонны.

Насосные штанги выпускают в соответствии с ГОСТ 13877—68 диаметрами 12, 16, 19, 22 и 25 мм и средней длиной 8 м. Для подбора длины колонны 'штанг при посадке плунжера выпускают также короткие штанги длиной от 1 до 3 м тех же диаметров.

Часто в скважину спускают ступенчатые колонны, состоящие из штанг нескольких диаметров. Для соединения штанг разных диаметров, например, 16 и 19 мм, 19 и 22 мм, 22 и 25 мм, изготовляют переводные муфты ГОСТ 13877—68 рекомендует для изготовления штанг стали марок 40

(углеродистая), 20НМ (никель-молибденовая) и ЗОХМА хромистомарганцовистая).

Для повышения механических свойств стали и достижения равнопрочности штанг по всей длине их подвергают различным видам термической обработки: нормализации (нагрев до определенной температуры с последующим охлаждением на воздухе), сорбитизации, состоящей из трех операций —

нормализации, закалки и отпуска. Для упрочнения штанг поверхность их закаливается токами высокой частоты или наклепывается дробью.

РАСЧЁТ КОЛОННЫ ШТАНГ Колонна штанг рассчитывается с учетом переменных нагрузок действующих на штанги в течение каждого качания, не по мак-

симальному напряжению, вычисленному исходя из статических условий прочности, а по методике, предложенной А. С. Вирновским, согласно которой в качестве расчетного принимается «приведенное» напряжение, учитывающее циклический

максимальное напряжение в опасном сечении за цикл; ; a — амплитуда напряжения в опасном сечении за цикл.

В формулах min — минимальное напряжение за цикл (минимальным будет напряжение при ходе штанг вниз).