
- •Класифікація обладнання, машин та споруд для експлуатації нафтових і газових родовищ
- •V група. Обладнання для експлуатації морських нафтогазових і газових промислів:
- •Vі група. Обладнання для збору і підготовки нафти і газу до транспортування:
- •Vііі група. Обладнання ремонтно-механічної служби для підтримування в працездатному стані всього парку машин, спеціального обладнання, споруд.
- •1 Обладнання експлуатаційної свердловини
- •1.1 Обсадні труби
- •1.2 Колонна головка (обв’язка)
- •1.3 Розрахунок колонної головки
- •1.4 Випробування колонних головок
- •1.5 Свердловинні ущільнювачі (пакери)
- •1.5.1 Призначення. Параметри. Типи. Конструктивні особливості
- •1.5.2 Конструкції ущільнювального елементу
- •Контрольні запитання
- •2 Обладнання для підйому продукції із свердловин. Обладнання для експлуатації свердловин фонтанним способом
- •2.1 Насосно-компресорні труби
- •2.2 Фонтанна арматура
- •2.2.1 Призначення. Умови експлуатації. Типові схеми. Параметри. Умовні позначення. Область раціонального застосування
- •2.2.2 Вибір типорозміру фонтанних арматур та їх виконання для нафтових і газових свердловин
- •2.2.3 Фонтанне обладнання закордонного виробництва
- •2.2.4 Запірні пристрої фонтанної арматури
- •Кульової (в) засувок
- •2.2.5 Регулюючі пристрої фонтанної арматури
- •2.2.6 Маніфольди фонтанної арматури
- •2.3 Фланцеві з’єднання фонтанних арматур
- •2.3.1 Типи фланцевих з’єднань
- •2.3.2 Визначення зусиль, що діють на фланцеве з’єднання
- •2.3.3 Перевірочний розрахунок деталей фланцевого з’єднання на статичну міцність
- •2.3.4 Перевірка шпильки на міцність
- •2.3.5 Розрахунок циліндричної частини елементів фонтанної арматури
- •2.3.6 Випробування фонтанних арматур
- •Контрольні запитання
- •3 Обладнання для газліфтної експлуатації свердловин
- •3.1 Призначення, склад та комплектність установок для експлуатації свердловин безкомпресорним та компресорним газліфтом
- •3.2 Різновиди газліфтних установок за функціональним призначенням
- •3.3 Свердловинне обладнання газліфтних установок. Технічні параметри та конструктивні особливості свердловинних камер, газліфтних клапанів
- •Контрольні запитання
- •4 Установки безштангових насосів для видобутку нафти
- •4.1 Обладнання установки заглибного електровідцентрового насоса. Умови застосування. Склад та призначення обладнання
- •4.1.1 Особливості конструкцій насосів типу евн
- •4. 1.2 Осьові опори та радіальні підшипники вала насоса
- •4.1.3 Вибір евн для нафтових свердловин
- •4.1.4 Вплив газу на роботу насосної установки
- •4.1.5 Методи боротьби зі шкідливим впливом газу на роботу насосної установки
- •4.1.6 Конструкції і принцип дії газосепараторів і диспергаторів
- •Умови експлуатації
- •4.1.7 Газосепаратори фірми Сentrilift
- •4.1.8 Газосепаратори і диспергатори фірми reda
- •4.1.9 Деякі розрахунки основних деталей
- •4.2 Установка заглибного гвинтового електронасоса
- •4.3 Установка заглибних діафрагмових електронасосів
- •4.4 Струменеві насосні установки
- •4.5 Вібраційні насосні установки
- •4.6 Установки гідропоршневих насосів
- •4.6.2 Порядок розрахунку параметрів вузлів гпну
- •5 Штангові свердловинні насосні установки
- •5.1 Штангова свердловинна насосна установка. Комплект обладнання
- •Контрольні запитання
- •5.2 Приводи шсн
- •5.2.1 Класифікація індивідуальних приводів штангових насосів за основними параметрами
- •5.2.2 Тихохідні верстати-качалки
- •5.2.3 Верстати-качалки з фігурним балансиром
- •5.2.4 Привод штангового свердловинного насоса щоглового типу
- •5.2.5 Безбалансирні верстати-качалки
- •5.2.6 Гідроприводні штангові насосні установки
- •Контрольні запитання
- •5.3 Кінематичний розрахунок балансирного приводу (верстата – качалки)
- •5.4 Визначення сил, які діють в точці підвісу штанг
- •5.4.1 Пружні деформації штанг і труб
- •5.4.2 Умови роботи та головні завдання розрахунків верстатів-качалок
- •5.4.3 Методи зрівноваження верстатів-качалок
- •5.4.5 Тангенціальні зусилля на пальці кривошипа верстата-качалки
- •5.4.4 Вибір способу зрівноваження і практичні методи зрівноваження
- •5.4.5 Визначення споживаної потужності установки
- •5.4.6 Сили, що діють на вузли верстата-качалки
- •5.5 Штангові свердловинні насоси
- •5.5.1 Класифікація і основні типи шсн
- •5.5.2 Вставні насоси
- •Виконання нв1с
- •5.5.3 Насоси для ускладнених умов експлуатації
- •5.5.4 Замкові опори
- •5.5.5 Невставні (трубні) насоси
- •5.5.6 Область застосування вставних і невставних (трубних) штангових свердловинних насосів
- •5.5.7 Основні вузли і деталі шсн та їх виконання
- •5.5.8 Розрахунок параметрів шсн
- •5.5.8 Нагнітальний клапан
- •5.5.10 Всмоктувальний клапан
- •5.5.11 Розрахунок на міцність деталей свердловинного насоса
- •5.6 Насосні штанги
- •5.6.1 Умови експлуатації штанг
- •5.6.2 Сталі для виготовлення насосних штанг, область застосування, основні правила транспортування та зберігання
- •5.6.3 Виготовлення насосних штанг і з’єднувальних муфт
- •5.6.4 Механічні параметри і матеріали для насосних штанг
- •5.6.5 Аналіз причин руйнування штангових колон
- •5.6.6 Методи розрахунку насосних штанг
- •5.6.7 Вдосконалення технологій виробництва сталевих штанг
- •5.6.8 Методи захисту штанг від корозійного і корозійно-механічного руйнування
- •5.6.9 Методи підвищення експлуатаційних показників штанг
- •5.6.10 Пустотілі сталеві насосні штанги
- •Технічна характеристика пустотілих штанг, які випускаються в рф
- •5.6.11 Безперервно-намотувані штанги
- •5.6.12 Склопластикові штанги
- •5.7 Допоміжне обладнання штангових свердловинних насосних установок
- •5.7.1 Центратори та протектори
- •5.7.2 Амортизатори
- •5.7.3 Газосепаратори
- •5.8 Діагностування роботи шсну
- •5.9 Вибір обладнання шсну
- •6 Установки штангових гвинтових насосів для видобутку нафти
- •6.1 Склад обладнання
- •6.2 Привод штангових гвинтових насосів
- •6.3 Особливості роботи і розрахунку штанг з гвинтовими насосами
- •6.4 Вибір обладнання гвинтових штангових насосних установок
- •7 Підземний ремонт свердловин. Обладнання для проведення підземного ремонту свердловин
- •7.1 Структура підземного ремонту свердловин
- •7.1.1 Поточний ремонт свердловин
- •7.1.2 Капітальний ремонт свердловин
- •7.2 Класифікація обладнання для поточного ремонту свердловин
- •7.3 Класифікація обладнання для капітального ремонту свердловин
- •7.4 Інструмент та пристрої для спо при існуючому рівні механізації
- •7.4.1 Штропи
- •7.4.2 Спайдери
- •7.4.3 Клини
- •7.4.4 Ключі
- •7.4.5 Трубні і штангові механічні ключі
- •7.4.6 Ключ штанговий
- •7.5 Інші види обладнання
- •7.5.1 Ротори
- •7.5.2 Вертлюги
- •7.5.3 Гвинтові вибійні двигуни
- •7.5.4 Талева система
- •7.6 Агрегати для підземного ремонту свердловин
- •7.6.1 Загальна характеристика та класифікація
- •7.6.2 Особливості конструкцій агрегатів
- •7.7 Розрахунок підйомника
- •7.7.1 Визначення навантаження на гак
- •7.7.2 Швидкості підйому і спуску колони труб і штанг.
- •7.7.3 Розрахунок фрикційної муфти зчеплення
- •7.7.4 Розрахунок стрічкового гальма
- •7.7.5 Вплив довжини свічки на темп
- •7.8 Обладнання для промивання піщаних відкладень в нафтових і газових свердловинах
- •7.8.1 Вимоги до насосних установок та їх вибір
- •8 Обладнання для збору та підготовки нафти, газу і води
- •8.1 Системи збору та підготовки нафти, газу і води на промислах
- •8.2 Загальна схема системи збору продукції свердловини
- •Перелік використаних та рекомендованих джерел
2.3 Фланцеві з’єднання фонтанних арматур
2.3.1 Типи фланцевих з’єднань
Елементи ФА з’єднуються між собою в основному з допомогою фланцевих з’єднань.
Конструкція і параметри фланцевих з’єднань регламентуються стандартом ГОСТ 28919-91. Розмірний ряд фланцевих з’єднань характеризується двома параметрами – умовним діаметром і робочим тиском. Стандарт передбачає два типи конструктивного виконання фланцевих з’єднань:
Тип 1 - фланцеві з’єднання з зазором між торцями фланців.
Тип 2 - фланцеві з’єднання без зазору між торцями фланців.
Фланцеві з’єднання із зазором між торцями використовуються для робочих тисків 14, 21, 35 МПа. З’єднання передбачає використання сталевих ущільнювальних прокладок ортогонального поперечного перерізу з двостороннім контактом (рис. 2.15, 2.16). Ущільнення з’єднання досягається в результаті створення контактних напружень на спряжених поверхнях, величина яких залежить від зусилля затягування фланців і внутрішнього тиску.
Рисунок 2.15 - Фланець типу 1
Рисунок 2.16 – Прокладка типу П
При робочих тисках, більших ніж 35 МПа, використовуються фланцеві з’єднання типу 2 без зазору між торцями і прокладками типу БХ ортогонального поперечного перерізу з одностороннім контактом (рис. 2.17, 2.18).
Рисунок 2.17 – Фланець типу 2
При складанні такого фланцевого з’єднання прокладка дотикається лише до зовнішньої поверхні ущільнювальної канавки на фланці. При затягуванні шпильок з’єднання прокладка зазнає радіальної деформації, в результаті чого, в зоні контакту прокладки з ущільнювальною канавкою виникають контактні напруження. Даний тип фланцевого з’єднання належить до самоущільнювальних з’єднань. Внаслідок одностороннього контакту прокладки і канавки підвищення внутрішнього тиску призводить до підвищення контактних напружень між прокладкою і зовнішньою поверхнею канавки, в результаті чого підвищується герметичність з’єднання.
Конструкція фланцевого з’єднання 2-го типу має експлуатаційні переваги перед з’єднанням типу 1. Воно є менш вразливим до згинальних навантажень, що можуть діяти на нього при експлуатації.
Рисунок 2.18 – Прокладка типу БХ
2.3.2 Визначення зусиль, що діють на фланцеве з’єднання
Під час експлуатації
на його елементи діють зусилля
,
які виникають в результаті затягування
ущільнюючого стику з врахуванням тиску
всередині продукції свердловини та
інших факторів.
Якщо для ущільнення застосовується прокладка з двостороннім контактом, то розрахунок ведеться за формулою
,
Н (2.15)
де Ртиск – зусилля від дії тиску, що розтискає фланці;
Рзат – залишкове зусилля затягування, яке повинно бути достатнім для ущільнення з’єднання;
- середній діаметр
прокладки, м;
- тиск
всередині
арматури, па;
- ефективна ширина
прокладки, м;
,
(2.16)
- ширина прокладки,
м;
m - коефіцієнт, який враховує пружні властивості матеріалу прокладки (для нафтових свердловин значення m становить від 5 до 6, для газових – від 10 до 12), менші значення приймають для м’яких сталей, більші – для більш твердих. При використанні сталі 12Х18Н9Т m=7 для нафтових і m=14 для газових свердловин.
У випадку одностороннього дотику поверхні проточки розрахунок зусилля затягування фланцевого з’єднання ведеться за формулою
,
Н (2.17)
де
- зусилля від тиску
продукції
свердловини, Н;
-
залишкові зусилля від затягування, які
повинні бути достатніми для забезпечення
герметичності з’єднання, Н;
-
тиск
всередині
арматури, Па;
,
(2.18)
,
(2.19)
,
,
(2.20)
де D3 – зовнішній радіус прокладки для з’єднання з одностороннім дотиком (рис.2.19, в);
- коефіцієнт
Пуассона (
=
0,3);
- робоча висота
прокладки, м
,
(2.21)
-
кут нахилу зовнішньої поверхні канавки
на фланці (див. рис.2.19);
- радіус округлення
прокладки, м;
- внутрішній і
зовнішній радіуси прокладки відповідно,
м.
При подачі в свердловину теплоносія (пари) або відборі пластової рідини з високою температурою маса металу арматури біля прохідного перерізу і прокладка нагріваються. Температура шпильок буде нижче, так як умови їх охолодження кращі. Це призводить до виникнення в шпильках додаткових зусиль внаслідок різних лінійних розширень елементів фланців і шпильок. Додаткове зусилля Рt визначається як
Рt = ∆t∙ hшп∙αт / [ (hшп /Ешп∙Σ fшп)+ (hп ./ fпр∙Епр)], (2.22)
де ∆t – різниця температур фланця і шпильок;
hшп – довжина розтягуючої частини шпильки;
αт – коефіцієнт теплового розширення матеріалу фланця, 1/оС;
hп - висота прокладки між поверхнями опори до сусідніх фланців;
Ешп, Епр – модулі пружності матеріалу шпильок і прокладки, відповідно;
fшп, fпр – площі горизонтального перерізу шпильки і прокладки, відповідно.
Додаткові зусилля на шпильках арматури трійникового типу під дією несиметричного навантаження будуть
Р = 2 Мзг ∙/ (D3 + D1), (2.23)
де Мзг – згинальний момент, який рівний добутку ваги струн арматури з маніфольдом на віддаль від осі арматури до центра тяжіння приведеної маси струн арматури і маніфольда;
D1 – діаметр кола центрів отворів фланця під шпильки.
Так як це зусилля сприймається третиною шпильок з’єднання, то зусилля, яке діє в найбільш напруженій шпильці, буде
Ршп = (Ртиск + Рзат + Рt + 3 Р) / z, (2.24)
де z – число шпильок в з’єднанні.
Напруження в найбільш навантаженій шпильці
σшп = Ршп / fшп. (2.25)