- •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
2.4. Фланцевые соединения фонтанной арматуры
Наиболее распространено соединение узлов и деталей арматуры с помощью фланцев. При фланцевом соединении деталей арматуры уплотнение осуществляется в большинстве случаев металлическим кольцом овального или восьмиугольного сечения (рис. 2.10 [7]). Эластичные, неметаллические уплотнения широко применяются в поверхностных соединениях системы сбора и подготовки нефти.
Усилие, действующее на кольцо, не должно приводить к его остаточным деформациям.
В первом варианте (рис. 2.10 б) уже при сборке кольцо соприкасается с канавками фланцев по их внутреннему и внешнему скосам. Уплотнение происходит за счет упругой деформации кольца и фланцев в месте их соприкосновения.
Во втором варианте (рис. 2.10 в) кольцо соприкасается вначале сборки только с внешним скосом канавки у верхнего фланца и фаски у нижнего фланца. При затяжке соединения шпильками кольцо уменьшается в диаметре (в пределах упругих деформаций) и доходит до внутреннего скоса канавки, в этот момент затяжка прекращается.
Момент упора кольца во внутренний скос заметен по резкому возрастанию усилия затяжки гаек у шпилек.
При работе уплотнения, когда в арматуре повышается давление, фланцы раздвигаются под действием давления и кольцо занимает первоначальное положение (см. рис. 2.10, б).
Усилия при этих двух вариантах использования кольца рассчитывают различными методами. Но в обоих случаях определяются усилия предварительной затяжки, рабочее усилие при повышении в арматуре давления, учитывается влияние разности температур откачиваемой жидкости или газа и окружающей арматуру среды и влияние веса боковых отводящих труб, подсоединенных к арматуре.
Арматура выпускается для использования по второму варианту уплотнения, но на практике часто применяется и первый.
Расчет усилий при уплотнении по первому варианту (см. рис.
2.10 б).
Общее усилие, действующее на наиболее нагруженную шпильку фланцевого соединения при работе арматуры определяется как:
Ршп= (Рдав+ Рзат+Рt+3Рман)/z, (2.14)
где z - число шпилек в соединении.
Напряжение в наиболее нагруженной шпильке
шп=Ршп/fшп, (2.15)
где fшп- площадь горизонтального сечения шпильки, м2.
Усилие от действия давления, раздвигающего фланцы равно:
Pдав = 0,25DCp2p, (2.16)
где р - давление в арматуре, МПа; Dcp - средний диаметр кольца (считается, что уплотнение может происходить как по внутреннему, так и по наружному скосу канавки на фланце), м.
Остаточное усилие затяжки равно:
ΔРзат=Dсрbэфm, (2.17)
где bЭф - эффективная ширина прокладки, т. е. суммарная ширина уплотняющего пояска у кольца, м.; q - допустимое давление (например, для мягких сталей Ст. 2 q равно - 127 МПа, а для более твердых 1Х18Н9 - 172 МПа.); m - прокладочный коэффициент, зависящий от упругих свойств материала прокладки (для мягкой стали он равен 5,5, для более твердой - 6,5). При работе арматуры с газом или со смесью жидкости и газа в вводят коэффициент 2 m.
При подаче в скважину теплоносителя (например, пара) или отборе пластовой жидкости с высокой температурой масса металла арматуры около проходного сечения и прокладка нагреваются. Температура шпилек будет ниже, так как условия их охлаждения лучше.
Усилие от действия температуры, при которой детали арматуры и прокладки нагреваются больше, чем материал шпилек, определяется:
Рt = Δthшп /[(h шп /Ешп 2 fшп) (hраб / fnp Епр)], (2.18)
где Δt - разность температур фланца и шпилек, °С; h шп - длина растягиваемой части шпильки, м; - коэффициент теплового расширения материала фланца, 1 /°С; hраб - высота прокладки между поверхностями опоры о соседние фланцы, м; Епр - модули упругости материала шпилек и прокладки, соответственно, МПа; fnp- площади горизонтального сечения прокладки, м2.
Если температура пара, проходящего через арматуру, равна 300°С, то разность температур фланца и шпилек в начале прогрева близка к 20 °С, а при установившемся режиме - к 10 °С.
Несмотря на небольшую разность температур, усилия, вызывае¬мые ею, соизмеримы с усилиями Рдав + ΔРзат.
Рабочая высота прокладки
hраб= hп - (1 - cos 1) R0. (2.19)
Обозначения и величины hп и 1, R0 показаны на рис. 2.10.
Иногда отводы арматуры и манифольды, подсоединяемые к ним, имеют несколько задвижек и дросселей. Масса всех этих деталей значительна. При этом не всегда отводящие трубопроводы имеют надежную опору, и поэтому часть их веса передается арматуре. При отводе от тройника это создает момент, который нельзя не учитывать в расчетах. Получается рычаг, к которому приложена сила в Центре тяжести отвода между тройником и надежной опорой отвода. Рычаг опирается о прокладку фланца и растягивает часть шпилек. Это шпильки, наиболее удаленные от манифольда, создающего изгибающий момент. Так как расстояние до центра тяжести отвода от оси арматуры измеряется обычно метрами, а от опоры фланца до шипилек - сантиметрами, существенный вес отвода создает большие
дополнительные нагрузки на шпильки. Эти усилия можно опреде¬лить по следующей зависимости:
Pман = 2Mизг/(Dcp + D6), (2.20)
где Мизг - изгибающий момент, равный произведению расстояния от центра тяжести отвода до оси арматуры на силу тяжести отвода, Н • м; Dср - диаметр окружности, проведенной через оси болтов, м.
Поскольку это усилие воспринимается только частью шпилек, условно принимаем, что нагрузка Рман передается 1/3 всех шпилек соединения. Действительно, при двенадцати шпильках четыре, расположенные ближе к отводу, будут разгружены, на четырех средних нагрузка не изменится и у четырех остальных шпилек нагрузка увеличится.
Из условия эксплуатации скважины (давление, дебит, содержание песка, температура и др.) выбирают схему арматуры, диаметр условного прохода, размер фланцев.
Выполняют предварительный расчет фланца на прочность по первому варианту. Если все полученные данные соответствуют требованиям, то определяют размеры шпилек и их количество, и на этом расчет заканчивают.
При расчете по первому варианту напряжения имеют большую величину, чем при расчете по второму варианту соединения.
Расчет усилий при уплотнении по второму варианту (см. рис. 2.10 в) выполняется при больших давлениях, когда необходимо обеспечивать работу соединения при меньших напряжениях в соединении [6].
При прочностном расчете деталей арматуры достаточно проверить прочность шпилек, фланца, прокладки и цилиндрической части деталей арматуры.
Расчет фланца. Фланец рассчитывается по наиболее опасному сечению, которым является сечение АС (см. рис. 2.10). Для расчета фланца его можно представить в виде консольной балки с заделкой в сечении АС.
(2.21)
Уравнение момента изгиба балки запишется так:
Мас = Р IA, (2.21)
Здесь Р =РШП z. Момент сопротивления опасного сечения:
WAC = 0,17 Dм / 0,5 [(Dпp - Dср)2 + 2 (Н - е)2] . (2.22)
Напряжение в опасном сечении
Допустимое напряжение [] определяется по пределу текучести материала фланца при запасе прочности 2,5. Проверка шпилек на прочность.
Внутренний диаметр резьбы шпилек проверяют по формуле
где n - коэффициент запаса прочности шпилек, принимается равным 3-5; Цилиндрические части арматуры проверяют, определяя толщину цилиндрической части S:
Где Dвн - внутренний диаметр цилиндра; р — рабочее давление; доп — допускаемое для данного материала напряжение на растяжение.
Для определения прочности прокладки проверяют параметр i, отражающий устойчивость формы прокладки при действии на нее осевых сил:
Если i равно или меньше единицы, расчет считается законченным. Если больше, то надо сделать прокладку прочнее, например, изменить материал прокладки и найти новую ширину сечения прокладки b из зависимости
где т - предел текучести материала прокладки; n1 — запас прочности прокладки, принимается несколько меньшим, чем у фланца; если у фланца nф= 2,5, то, по рекомендациям АзИНмаша, n1 = 2,25; - угол наклона внешней поверхности канавки на фланце к его торцу (65-75°).
