
- •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
5.4 Визначення сил, які діють в точці підвісу штанг
Під час експлуатації ШСНУ в точці підвісу штанг діють такі навантаження:
1 Постійні (статичні):
- вага колони штанг в рідині Р'ш;
- гідростатичні навантаження Рр, обумовлені різницею тисків рідини над і під плунжером свердловинного насоса.
2 Змінні навантаження:
- інерційні навантаження Рі, обумовлені змінною за величиною і напрямком швидкістю руху колони штанг;
- вібраційні навантаження Рв, обумовлені коливними процесами в колоні штанг під дією ударного прикладання і зняття гідростатичного навантаження Рр на плунжер;
- сили тертя, які виникають в результаті взаємодії колони штанг і насосно-компресорних труб Ртр.м, обтікання пластовою рідиною колони штанг Ртр.г, взаємодія плунжера і циліндра свердловинного насоса Ртр.пл, перепаду тиску в клапанах насоса Ркл, обумовленого їх гідравлічним опором.
Залежно від характеристики свердловини, глибини підвішування насоса, діаметра його плунжера, колони штанг і труб, довжини ходу штанг, числа качань, в’язкості пластової рідини і т. д. частка указаних складових у загальному балансі сил змінюється. Всі ці сили змінюються на протязі одного циклу роботи установки.
В загальному вигляді зусилля в точці підвісу штанг при її ході вверх Рв і вниз будуть:
Рв = Р'ш + Рр + Рі.в + Рв.в + Ртр.м + Ртр.г + Ртр.пл. + Ркл.в (5.20)
Рн = Р'ш - (Рі.н + Рв.н + Ртр.м + Ртр.г + Ртр.пл.+ Ркл.н) . (5.21)
Вага колони штанг занурених в рідину
Р'ш =qшт∙L∙g∙bγ, (5.22)
де qшт - вага 1 метра штанг (з врахуванням ваги муфт) в повітрі;
L - довжина колони штанг;
bγ
- коефіцієнт
плавучості;
;
ρр - густина рідини;
- густина матеріалу
штанг
Вага стовпа рідини над плунжером свердловинного насоса:
Рн
=
Fпл∙
∙(L-h)∙g
= Fпл∙
ρр
∙H∙g = qр∙
H∙g,
(5.23)
де Fпл - площа поперечного перерізу плунжера;
ρр - густина відкачуваної рідини;
h - занурення насоса під динамічний рівень;
L - глибина підвішування насоса;
H - висота підйому рідини;
qр - маса 1 метра стовпа рідини над повною площею поперечного перерізу плунжера.
При підрахунку сил, які діють на балансир ( в точці підвісу штанг), можна рахувати вагу без врахування архімедової сили, але тоді тиск рідини слід рахувати діючим на кільцевий переріз площі плунжера за вирахуванням площі перерізу штанг. Якщо приймати вагу штанг з врахуванням втрат ваги в рідині, то тиск слід брати на повну площу плунжера.
Сила механічного тертя колони штанг до НКТ залежить від багатьох факторів: діаметра штанг і муфт, коефіцієнта тертя, тривалості сумісної роботи колони штанг і НКТ, інклінограми свердловини і ряду інших факторів. Точно визначити їх досить складно. Тому сили тертя штанг для свердловин з невеликим викривленням приймають рівними 2-5 % від ваги штанг в повітрі.
Для визначення сил тертя штанг може бути використана наближена формула
R=0.5μтр∙β∙Рщ, , (5.24)
де μтр – коефіцієнт тертя між штангами і трубами, максимальне значення якого приймають 0,25-0,3;
β – кут відхилення осі свердловини від вертикалі, рад;
Сила тертя плунжера до циліндра може бути знайдена за допомогою емпіричної формули
Рпл = (m1∙Dпл/δ)- m2, (5.25)
де Dпл – діаметр плунжера, м;
δ – зазор, мм.
Коефіцієнти m1 і m2 приймають значення для обводнених свердловин 1,84 і 137, для безводних – 1,65 і 127 відповідно.
Сили гідродинамічного тертя, обумовлені обтіканням колони штанг і її муфт рідиною, можуть змінюватись в широких межах в залежності від швидкості відносного переміщення і в’язкості пластової рідини. Для малов’язких нафт вони не значні і міняються в межах 200 – 500 Н, для високов’язких – співрозмірні з вагою колони штанг.
Сили інерції від маси штанг
Ріш = mш∙WA, (5.26)
або
,
(5.27)
де WA – максимальне прискорення точки підвісу штанг;
Рш – вага штанг в повітрі.
При визначенні сил інерції від маси рідини потрібно врахувати, що основна маса рідини знаходиться в трубах, де прискорення її менше, ніж прискорення рідини в циліндрі насоса. В нашому випадку йде мова про сили, які діють не на весь переріз труб, а тільки на плунжер.
Визначимо прискорення рідини в трубах
,
(5.28)
і масу рідини в трубах
.
(5.29)
При цьому масою рідини в циліндрі насоса, поверхневих трубопроводах і трапі нехтуємо.
Силу інерції маси рідини в трубах визначаємо за формулою
(5.30)
Дію сил інерції маси рідини на плунжер визначаємо за формулою
(5.30)
або
(5.31)
де
- вага
рідини в
трубах (з врахуванням наявності в трубах
штанг);
F – площа прохідного перерізу циліндра, м2;
FТ – площа поперечного перерізу труб, м2.