- •Глава 1
- •1.1. Конструкция скважины
- •1.2. Обсадные трубы
- •1.4. Расчет обсадных колонн
- •1.5. Насосно-компрессорные трубы
- •1.6. Насосно-компрессорные трубы зарубежных фирм
- •1.7. Расчет насосно-компрессорных труб
- •1.8. Колонные головки
- •1.9. Скважинные уплотнители - пакеры
- •1.10. Кпапаны-отсекатели
- •Глава 2
- •2.1. Фонтанная арматура, ее схемы и назначение
- •2.2. Основные типы и конструкции фонтанной арматуры
- •2.3. Запорные устройства фонтанной арматуры
- •2.4. Фланцевые соединения фонтанной арматуры
- •2.5. Скважинное оборудование для фонтанной эксплуатации скважин
- •Глава 3
- •3.1. Принцип работы газлифтного подъемника
- •3.2. Установки для газлифтного способа добычи нефти
- •3.2.1. Газлифтная установка л
- •3.2.2. Газлифтная установка лн
- •3.2.3. Газлифтная установка с комплексом управления скважинными отсекателями
- •3.2.4. Газлифтная установка лп
- •3.3. Скважинное оборудование для газлифтного способа добычи нефти
- •3.3.1. Газлифтные клапаны
- •3.3.2. Скважинные камеры
- •3.3.3. Пакеры и якори
- •3.3.4. Циркуляционные и ингибиторные клапаны
- •3.3.5. Клапаны-отсекатели и замки
- •3.3.6. Разъединитель колонны
- •3.3.7. Телескопические соединения
- •3.3.8. Приемный клапан и глухая пробка
- •3.4. Устьевое оборудование газлифтных скважин
- •3.5. Техника для канатных работ в газлифтных скважинах
- •3.5.1 .Оборудование устья для проведения канатных работ
- •3.5.2. Лебедка с гидравлическим приводом
- •3.6. Компрессоры для газлифтной добычи нефти
- •3.6.1. Газомоторные компрессоры
- •3.6.2. Конструкция газомотокомпрессора
- •3.6.3. Центробежные компрессоры для добычи нефти газлифтным способом
- •Глава 4
- •4.1. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом
- •4.1.1. Погружные центробежные насосы
- •4.1.2. Газосепараторы и диспергаторы центробежных насосов для добычи нефти
- •4.1.3. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •4.1.4. Система токоподвода установок эцн
- •4.1.4.1. Устройства управления и защиты
- •4.1.4.2. Оборудование регулировки частоты вращения погружных двигателей
- •4.1.4.3. Оборудование диагностики уэцн
- •4.1.4.4. Трансформаторы для уэцн
- •4.1.4.5. Кабельные линии установок эцн
- •4.1.5. Оборудование устья скважины и вспомогательное оборудование для эксплуатации уэцн
- •4.1.5.1. Оборудование устья скважины для эксплуатации уэцн
- •4.1.5.2. Узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважины
- •4.1.5.3. Приспособления для крепления и защиты кабеля
- •4.1.5.4. Пункты подключения кабельных линий
- •4.1.5.5. Приспособления для подвески и направления кабеля при спускоподъемных операциях
- •4.1.5.6. Установки для намотки и размотки кабелей (кабельных линий)
- •4.1.5.7. Оборудование для монтажа и заправки маслом узлов уэцн на устье скважин
- •4.2. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •4.2.1. Принцип действия винтовых насосов
- •4.2.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •4.2.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
- •4.2.4. Рабочие характеристики винтовых насосов
- •4.2.5. Погружные электродвигатели для винтовых насосов
- •4.2.6. Установки погружных винтовых насосов зарубежного производства
- •4.3. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •4.4. Установки скважинных штанговых насосов для добычи нефти
- •4.4.1. Приводы сшну
- •4.4.2. Редукторы механических приводов скважинных штанговых насосных установок
- •4.4.3. Приводы длинноходовых насосных установок
- •4.4.4. Гидравлические и пневматические приводы скважинных штанговых насосных установок
- •4.4.5. Оборудование устья скважины при эксплуатации сшну
- •4.4.6. Скважинные штанговые насосы - основные виды и области применения
- •4.5.7. Насосные штанги
- •4.4.8. Вспомогательное скважинное оборудование сшну
- •4.4.9. Теория работы сшну
- •4.4.9.1. Элементарная теория работы установки штангового насоса. Основные допущения.
- •4.4.9.2. Теория работы установки, приближенная к реальным условиям
- •4.4.9.3. Вопросы, не учтенные точной теорией
- •4.4.10. Неисправности в работе сшну.
- •2. Неисправности возникающие в клиноременной передаче.
- •4.5. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
- •4.5.1.Состав установки и ее особенности
- •4.5.2. Классификация вшну
- •4.5.3. Скважинный штанговый винтовой насос
- •4.5.4. Привод скважинных штанговых винтовых насосов
- •4.5.5. Особенности работы и расчета штанг с винтовыми насосами
- •4.5.6. Подбор оборудования скважинных штанговых винтовых насосных установок
- •4.6.1. Скважинные гидропоршневые насосные установки
- •4.6.2. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок
- •4.6.3. Гидроштанговые насосные установки
- •4.6.4. Струйные насосные установки
- •Глава 5
- •5.1. Оборудование для поддержания пластового давления и вытеснения нефти водой
- •5.1.1. Оборудование водозабора и подготовки воды
- •5.1.2. Наземные насосные установки системы ппд
- •5.1.3. Установки погружных центробежных насосов для поддержания пластового давления
- •5.1.4. Устьевое и скважинное оборудование системы ппд
- •5.2. Оборудование для закачки газа в пласт
- •5.3. Оборудование для водогазового воздействия на пласт
- •Глава 6
- •6.1. Грузоподъемное оборудование
- •6.2. Инструмент для выполнения спускоподъемных операций
- •6.3. Средства механизации для спускоподъемных операций
- •6.4. Наземное технологическое оборудование
- •6.5. Оборудование для ликвидации аварий и инструмент для ловильных работ
- •6.6. Оборудование для освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •6.7. Оборудование для воздействия на пласт и призабойную зону пласта
- •6.7.1. Оборудование для теплового воздействия
- •6.7.2. Оборудование для химического воздействия
- •6.7.3. Оборудование для гидравлического разрыва пласта
- •6.7.4. Новые виды воздействия на призабойную зону пласта
- •Глава 7
- •7.1. Общая схема системы сбора продукции скважин
- •7.2. Система сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.3. Оборудование для замера дебита скважин
- •7.4. Оборудование для подготовки нефти и газа
- •7.5. Оборудование для сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.6. Система обработки и использования пластовых и сточных вод
- •7.7. Расчет сосудов для сбора и подготовки продукции скважин
- •7.8. Насосные и компрессорные станции системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин
- •7.9. Нефтепромысловые трубы и запорная арматура, применяемая на газовых промыслах
- •Глава 1. Оборудование скважин 5
- •Глава 2. Оборудование для фонтанной эксплуатации
- •Глава 3. Оборудование для газлифтной эксплуатации
- •Глава 5. Оборудование для поддержания пластового
- •Глава 6. Оборудование для проведения ремонтных работ на
- •Глава 7. Оборудование для сбора, подготовки
2.3. Запорные устройства фонтанной арматуры
Запорные устройства фонтанной арматуры изготавливаются трех типов:
- пробковые краны со смазкой по ТУ 26-14-24-77;
- задвижки прямоточные со смазкой типа ЗМ и 3MC с одиопластинчатым шибером по ТУ 26-16-45-77;
- задвижки прямоточные со смазкой ЗМАД с двухпластинчатым шибером по ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа».
Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.
По условиям эксплуатации в зависимости от состава скважинной среды запорные устройства изготавливаются в трех исполнениях:
- для нефти, газа и газоконденсата с содержанием H2S и С02 до 0,003% по объему каждого;
- H2S и С02 до 6% по объему каждого;
- С02до 6% по объему.
Задвижки и краны применяются в стволовой и отводящей части фонтанной арматуры. Перед манометрами устанавливаются вентили.
Пробковые краны со смазкой выгодно отличаются от задвижки (рис. 2.6). Для его открывания или закрывания достаточно повернуть пробку 2 на 90°. Уплотнительные поверхности крана покрыты смаз¬кой и не омываются потоком среды.
Техническая характеристика кранов КППС-65х14 и КППС-65х14ХЛ
Условный проход, мм 65
Рабочее давление, МПа 14
Габаритные размеры, мм:
Длина 350
ширина 205
высота 420
Масса в собранном виде, кг 53
Краны работают следующим образом: рукояткой 8 через кулачки шпинделя 7 и прорезь пробки 6 поворачивают пробку в необходимое положение. Проседание пробки в корпусе 1 регулируется на заводе-изготовителе винтом 4, закрепленным в крышке 3 так, чтобы между пробкой и корпусом был зазор. Вся полость крана заполнена специальной смазкой. Вращением болта 9 через клапан 10 с пружиной 12 из шпинделя может быть подана дополнительная порция смазки. Необходимо следить за наличием смазки в полости крана, и через три-пять операций закрывания и открывания добавлять смазку, чтобы избежать закливания пробки. Заклиненную пробку можно отжать болтом 9 через детали 10 и 11, отвернув предварительно винт 4, уплотненный манжетой 5.
Наибольшее усилие среды, действующее на пробку крана,
Qср = p-Fyпл (2.1)
где р - рабочее давление.
Площадь уплотнительной поверхности
Fyпл
DK*H, (2.2)
где Н - высота рабочей части пробки (рис. 2.6), DK - средний диаметр пробки крана.
Если D1 - максимальный, a D2- минимальный диаметр пробки в уплотнении, то
DK 0,5(D1 + D2). (2.3)
Усилие среды прижимает пробку к корпусу и создает силу трения
TK = fK-Qсp, (2.4)
где fK-коэффициент трения пробки о корпус, равный 0,1. Момент, необходимый для поворота пробки крана:
МК = МП + Мс, (2.5)
Здесь Мп- момент трения пробки в корпусе,
Мп = 0,5ТК DK = 0,5 fK • QCp DK . (2.6)
Момент трения в сальнике Мс может быть определен по формуле
Мс= 0,5 р d2c hM (2.7)
где hM-высота манжеты; - коэффициент трения манжеты о шпиндель,
(0,05 + 0,08).
Задвижки прямоточные со смазкой типа ЗМ и ЗМС с пднопластинчатым шибером.
Задвижка типа ЗМ-65х21 имеет следующие технические характеристики.
Условный проход, мм 65
Рабочее давление, МПа 21
Габаритные размеры, мм 350x320x650
Управление Ручное
Масса в собранном виде, кг 64
Уплотнение шпинделя осуществляется при помощи сальникового узла, в который для повышения его надежности предусмотрено нагнетание уплотнительной смазки. В задвижке предусмотрена возможность подачи защитной смазки в корпус через нагнетательный клапан.
Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 (рис. 2.7) с ручным приводом, диаметром условного прохода 65, 80, 100 и 150 мм на давление 21 и 35 МПа, условного прохода 50 и 100 мм на давление 70 МПа состоят из корпуса 8, входного седла 11, шпинделя 4, маховика 13, ходовой гайки 5, крышки подшипников 2, нажимной гайки 3, узла сальника 6, крышки 1, тарельчатых пружин 12, нагнетательного клапана 10, выходного седла 9 и шибера 7.
Герметичность затвора улучшает уплотнительная смазка JI3-162 или «Арматол-238», подаваемая через нагнетательный клапан. Рекомендуемая температура применения смазки от -40 до +120°С. Применяются также прямоточные задвижки с уплотнением эластичными элементами из графитофторпласта АФГ-80ВС.
Уплотнение шпинделя осуществляется манжетами из материала АНГ. Для защиты корпуса задвижки от загрязнения и коррозии в него через нагнетательный клапан подается защитная смазка. Предусмотрена также подача смазки в узел уплотнения шпинделя и штока.
Задвижки прямоточные со смазкой ЗМАД с двухпластинчатым шибером
ЗМАД-80х70 имеет следующие технические характеристики:
Условный проход, мм 65
Рабочее давление, МПа 70
Габаритные размеры, мм 650x500* 1170
Управление Ручное
Масса в собранном виде, кг 328
Задвижка типа ЗМАД (рис. 2.8) с ручным приводом состоит из корпуса 1, двух седел (щек) И, шибера, выполненного в виде двух плашек 10, шпинделя 2, уравновешивающего штока 13, корпуса сальника 9, ходовой гайки 4 с трапецеидальной резьбой, упорных подшипников 8, маховика 5, верхнего и нижнего 14 кожухов.
Уплотнение шпинделя и уравновешивающего штока - с помощью сальника, представляющего собой набор манжет шевронного типа из материала АНТ. Для повышения герметизирующей способности сальника предусмотрена подача уплотнительной смазки через обратный клапан.
Отличительной особенностью задвижки является наличие системы автоматической подачи смазки в затвор.
Задвижки типов ЗМС, ЗМС1 и ЗМАДП с пневмоприводом состоят из тех же узлов и деталей, что и задвижки с ручным управлением за исключением того, что наряду с ручным приводом имеют пневмопривод. Задвижки типа ЗМС1 имеют диаметры условного прохода 65, 80 и 100 мм на давление 21 и 35 МПа, а типов ЗМС и ЗМАДП - диаметры условного прохода 50, 80 и 100 мм на давление 70 МПа.
Усилия и моменты в прямоточных задвижках.
Прямоточная задвижка (рис. 2.9) работает на принципе самоуплотнения. Шпиндель 1 задвижки имеет опору качения, и поэтому М2 0.
Два шибера 3 скользят по направляющим корпуса, и первоначальное их прижатие осуществляется пружинами 4. Среда воздействует на поршни 2, подающие в канавки шиберов 3 уплотнительную смазку. Объем полостей под поршнями 2 рассчитан более чем на 100 срабатываний задвижки. Перекрытие прохода задвижки осуществляется при опускании шиберов, поджимаемых давлением среды. Рабочим является один шибер. При выходе его из строя задвижку достаточно повернуть на 180° и включить в работу второй шибер. Проход задвижки герметизируется втулкой 5 (из полимера). Корпус 6 задвижки выполняется сварным или цельнокованым. При открытой задвижке среда проходит через нее с минимальными потерями, не меняя направления и не изнашивая уплотнительные поверхности.
Если уплотняемая среда находится слева, то левый шибер не нагружен, усилие Qi на шпиндель передается лишь через правый шибер. С учетом выталкивающей силы Р0 усилие
Ql=Qcpf+Po, (2.8)
где f- коэффициент трения, равный 0,1
Qcр= 0,25 DK2p, (2.9)
Ро= 0,25 р dc2, (2.10)
где DK - средний диаметр уплотнения; DK = 0,5(Dв + Dн), DB - диаметр уплотнения внутренний; Dн - диаметр уплотнения наружный; dc- диаметр шпинделя.
Момент для открывания и закрывания задвижки определяют
Мкр = М1 + М2+М3, (2.11)
где M1 - момент трения в резьбе гайки;
М1 = 0,5 Q1 dcp tg ( + ρ), (2.12)
где dcp - средний диаметр резьбы; ρ - угол трения в резьбе, равный arctg f1, (f1 -коэффициент трения в резьбе, f1 0,15); - угол подъема резьбы, = arctg (в/ dcp), (в - шаг резьбы); М2 - 0; М3 - момент трения в сальнике. Для манжетного сальника, независимо от числа манжет.
M3=O,5 pdc2hM (2.13)
где hМ- высота манжеты; - коэффициент трения манжеты о шпиндель, (0,05 + 0,08).
Для уменьшения осевых сил, действующих на шпиндель задвижки, применяется разгрузочный шток. У задвижек обоих типов есть общий недостаток - для открытия и закрытия необходимо сде¬лать несколько поворотов маховика, прилагая усилие.
Вентили используют на вспомогательных линиях.
