
- •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
2.3.3 Перевірочний розрахунок деталей фланцевого з’єднання на статичну міцність
При розрахунку на міцність деталей арматури достатньо перевірити міцність шпильок, фланця, прокладки і циліндричної частини деталей арматури.
Перевірочний розрахунок фланця на статичну міцність проводиться у небезпечному перерізі А-А (рис. 2.19). Для розрахунку фланця його можна представити у вигляді консольної балки зафіксованої в перерізі А-А При цьому напруження згину
∙
σу
,
(2.26)
де σу – границя плинності матеріалу фланця, Па;
- згинальний момент,
Н.м.
,
(2.27)
де
- зусилля
затягування з’єднання, Н;
- плече згину, м
,
(2.28)
де
- ділильний діаметр кола центрів отворів
під шпильки,м;
- середній діаметр
небезпечного перерізу, м,
,
(2.29)
де
- більший діаметр шийки;
- момент опору
фланця в небезпечному перерізі, м3
,
(2.30)
де
- ширина торця прокладки, м;
- повна висота
тарілки фланця, м;
- глибина канавки,
м.
а – розрахункова схема фланцевого з’єднання; б – механізм ущільнення фланцевого з’єднання першого типу; в - механізм ущільнення фланцевого з’єднання другого типу
Рисунок 2.19– Схема фланцевого з’єднання
2.3.4 Перевірка шпильки на міцність
Внутрішній діаметр шпильки по впадині різьби
визначається за формулою
,
(2.31)
де σу - границя плинності матеріалу шпильки, Па;
z - число шпильок у фланцевому з’єднанні;
- коефіцієнт запасу
міцності шпильки,
n1 = від 3 до 5.
2.3.5 Розрахунок циліндричної частини елементів фонтанної арматури
Циліндричну частину ФА перевіряють, визначаючи товщину стінки циліндричної частини за формулою
,
(2.32)
де d- внутрішній діаметр циліндричної частини, м;
- тиск всередині арматури, МПа;
- допустиме для
даного матеріалу напруження на розтяг,
МПа ;
- припуск на корозію,
м;
від 2 до 5
мм.
Припуск на корозію слід приймати у відповідності до умов експлуатації ФА.
Для визначення міцності прокладки перевіряють параметр βІ, який відображає стійкість форми прокладки при дії на неї осьових сил
βІ
= 1,285hроб
/
,
(2.33)
де R3 – середній радіус прокладки; R3 = (rз+ rв) / 2.
Якщо βІ рівний або менший одиниці, то розрахунок вважається закінченим. Якщо більший, то потрібно зробити прокладку міцнішою, наприклад змінити матеріал прокладки і знайти нову ширину перерізу прокладки в із залежності
α1
+
,
(2.34)
де - границя плинності матеріалу прокладки;
п1 – запас міцності прокладки, який приймається дещо меншим, ніж у фланця.
Якщо у фланця запас міцності пф=2,5, то за рекомендаціями Азербайджанського науково-дослідного інституту нафтового машинобудування (АзІНмаш), п1 = 2,25;
-
кут нахилу зовнішньої поверхні канавки
на фланці до його торця (65 - 750).
2.3.6 Випробування фонтанних арматур
У процесі виготовлення корпусні деталі трубних головок, засувок і дроселів фонтанних арматур, а також трійники і хрестовини випробовуються на міцність і щільність матеріалу пробним тиском рпр згідно табл. 2.1.
Таблиця 2.1 – Значення пробного тиску для випробування корпусних деталей фонтанних арматур
Робочий тиск рр, МПа |
14 |
21 |
35 |
70 |
105 |
140 |
Пробний тиск рпр, МПа |
2∙рр |
1,5∙рр |
Складові частини фонтанних арматур (засувки, дроселі, трубні головки) випробовуються підприємством-виробником на герметичність на робочий тиск.
Перед монтажем на свердловині фонтанна арматура загалом і її складові частини випробовуються на герметичність на робочий тиск.
Засувки, як правило, випробовуються в два етапи:
- на першому етапі засувку випробовують у привідкритому положенні на герметичність місць з’єднань і ущільнень;
- на другому етапі проводяться випробування на герметичність затвора засувки (при закритому шибері).
В обох випадках падіння тиску не допускається.
Випробування засувок на герметичність затвора проводиться обов’язково з двох сторін. Час витримки засувки під тиском складає 5 -15 хвилин.
Після монтажу на усті свердловини фонтанна арматура та її маніфольдні лінії випробовуються водою або повітрям на тиск не вище тиску опресування експлуатаційної колони і не вище робочого тиску передбаченого паспортом на фонтанну арматуру.