
- •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
5.4.1 Пружні деформації штанг і труб
В процесі ходу вверх і вниз штанг, підвішених на головці балансира верстата-качалки, проходить зміна деформації штанг і труб. Штанги і труби, спущені в свердловину, мають постійну деформацію, обумовлену їх вагою. Зміна деформації штанг і труб проходить завдяки дії змінних навантажень, котрі можна розділити на статичні і динамічні.
До статичних змінних навантажень відносяться сили, які викликані перепадом тиску біля плунжера, сили тертя плунжера і сили тертя, розподіленого по довжині штанг.
Перепад тиску на плунжер рівний різниці тиску над і під плунжером. На відміну від елементарної теорії при наближенні до сучасних реальних умов роботи штанг, тиск над плунжером повинен визначатися сумою тиску стовпа рідини ρст над плунжером, буферного тиску на усті свердловини ρб і тиску ρс, обумовленого опором потоку рідини в трубах. Тиск під плунжером визначається з врахуванням занурення насоса під динамічний рівень рідини і опору потоку відкачуваної рідини на всмоктування насоса (в фільтрі, клапанах насоса).
При ході штанг вверх на плунжер діє сила ΔРр, обумовлена цим тиском. Вона розтягує штанги.
Деформація штанг при їх ході вверх буде:
,
(5.32)
де
.
Приймаючи напір насоса і всі решту фактори при ході плунжера вверх і вниз однаковими (що неточно, в більшості, через різні швидкості рідини в трубах і різні втрати напору), отримаємо рівні величини λш для ходу вверх і вниз.
Труби при ході штанг вверх розвантажуються від тиску стовпа рідини, буферного тиску і опору потоку рідини в трубах при ході штанг вниз.
Тоді деформація труб (скорочення їх довжини) буде:
,
(5.33)
де
;
F – площа прохідного перерізу циліндра.
При ході штанг вниз на них діє зосереджена біля плунжера осьова сила, направлена вверх Рс. Ця сила викликана опором потоку рідини в нагнітальному клапані і тертям плунжера об циліндр. Сила Рс викликає стиск і повздовжній згин нижньої частини колони штанг. Якщо ці сили не зрівноважуються обважненим низом штанг, то відповідна деформація, що зменшує довжину ходу плунжера,
,
(5.34)
,
(5.35)
,
(5.36)
де
-
довжина стиснутої частини колони;
Rс - радіус спіралі, по якій зігнута стиснута частина колони:
,
(5.37)
де Dт – внутрішній діаметр труб, dш - діаметр штанг, J - момент інерції поперечного перерізу штанг, qш – сила тяжіння 1 м довжини штанг в рідині.
Якщо осьова сила
Pc<
10кН, то можна використовувати більш
просту формулу А. Лубинського для
визначення
:
.
(5.38)
З врахуванням розглянутих деформацій довжину ходу плунжера можна визначити за формулою
.
(5.39)
Динамограма, виконана з врахуванням деформації штанг і труб при дії статичних сил, показана на рис. 5.17,а.
Рисунок 5.17 – Динамограми
Крім статичних сил на штанги діють також інерційні сили. На початку ходу плунжера вверх вони збільшують деформацію штанг, але в кінці ходу плунжера вверх низ штанг і плунжер по інерції проходять додаткову відстань, так як інерційні сили зменшують загальне навантаження на штанги.
А.С. Вірновський дав декілька залежностей для визначення довжини ходу плунжера при деформації штанг з врахуванням статичних і інерційних сил. При двоступінчастій колоні штанг з врахуванням опору руху штанг у в’язкій рідині, залежність буде наступна:
(5.40)
де
;
b
– константа тертя, приблизно рівна 0,2
– 1c-1;
α - швидкість поширення
хвиль в металі колони штанг; μ – критерій
подібності режимів роботи установок
ШСН; f
– площа перерізу штанг.
Індекси 1 і 2 відносять відповідні параметри до верхньої і нижньої ступеней колони.
Без врахування опору руху штанг у в’язкій рідині маємо:
. (5.41)
Також вираз для колони одного перерізу:
,
. (5.42)
Динамограма, при врахуванні інерційних сил прийме інший вигляд (рис.5.17,б).