- •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
3.2.4. Газлифтная установка лп
Установка ЛП периодического действия с отсечкой нагнетаемого газа на устье (рис. 3.5) состоит из наземного и скважинного оборудования. Наземное оборудование включает серийно выпускаемую фонтанную арматуру АФКЗа-65*210 1 и регулятор цикла времени 2 СР-2. В состав скважинного оборудования входят: скважинные камеры КН 4 или К 3, газлифтный клапан Г 5, пакер ПН-ЯГМ 7, камера замещения 8, разрядный 9 и приемный 10 клапаны с ниппелем 11 и газоотводящее устройство 6 [1].
Скважинные камеры К предназначены для размещения в них пусковых газлифтных клапанов, КН - для установки рабочего клапана. Камеры КН отличаются от камер К тем, что нижний конец кармана удлинен и из него выведен наружу газоотводящий патрубок, последний соединяется с газоотводящим устройством.
Газоотводящее устройство 6 состоит из корпуса с эксцентрично расположенным в верхней части отверстием для газо- отводящего патрубка. Внутри газоотводящего устройства устанавливается подвесной патрубок. Кольцевое пространство между трубой, навернутой на подвесной патрубок, и трубой, соединенной с корпусом устройства, служит каналом для прохода нагнетаемого газа в камеру замещения.
Камера замещения 5 представляет собой колонну из насосно-компрессорных труб максимально возможного для данной скважины диаметра. Внутри камеры замещения располагается второй концентрический ряд подъемных труб, который заканчивается хвостовиком.
Нижняя часть камеры замещения соединяется с посадочным ниппелем, в который для предотвращения воздействия давления нагнетаемого газа на забой скважины установлен приемный клапан.
Установка ЛП работает следующим образом.
Под действием давления газа, нагнетаемого в затрубное пространство, с помощью пусковых газлифтных клапанов снижается уровень жидкости в нем до глубины установки рабочего клапана. После обнажения рабочего клапана нагнетаемый газ через клапан, газоотводящее устройство поступает в камеру замещения, аэрирует накопившуюся в камере жидкость и вытесняет ее по колонне подъемных труб на поверхность.
В момент начала перелива жидкости в выкидную линию при помощи регулятора цикла времени прекращается подача газа в скважину и происходит разрядка колонны подъемных труб. Разрядка кольцевого пространства камеры замещения от остатков нагнетаемого и выделяющегося из скважинной жидкости газа осуществляется с помощью разрядного клапана 9, который работает от перепада давления, обеспечивая пропуск газа после продавки жидкости. По мере снижения давления в камере замещения открывается приемный клапан 10, и камера наполняется жидкостью в течение промежутка времени, установленного регулятором цикла времени СР-2. Далее процесс повторяется.
Краткая техническая характеристика установок ЛП приведена в таблице 3.3.
Таблица 3.3
Краткая техническая характеристика установок ЛП
Параметры |
ЛП-60А- ЛП-60А- 210-118 210-122 |
ЛП-60А- ЛП-60А-210- ЛП-60А- 210-136 140 210-145 |
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, мм |
146 |
168 |
Условный диаметр колонны подъемных ЛРУб, мм |
60 |
73 |
Максимальный отбор жидкости, м 3/сут |
40 |
40 |
Рабочее давление, МПа |
21 |
21 |
Удельный расход ра- Jj^ero агента, м3/сут |
300-750 |
300-750 |
В установке лифта замещения ЛП применяется станция регулирования цикла времени (рис. 3.6), предназначенная для регулирования циклической подачи нагнетаемого газа в скважину.
Мембранно-исполнительный механизм (МИМ) представляет собой узел, основными рабочими органами которого являются мембрана 17, шток 2, корпус 19 и пружина 18. Шток под действием пружины 18 находится в верхнем положении.
Корпус 19 имеет фланцы для соединения станции с фланцами нагнетательной линии скважины. В него устанавливается седло. Мембранно-исполнительный механизм 16 через патрубок 15 соединен с коробкой 7-
Одноступенчатый редуктор 4 предназначен для понижения давления воздуха (газ), поступающего из нагнетательной линии, и автоматического поддержания постоянным заданного рабочего давления.
Перепускной клапан 9 устанавливается в боковом отверстии корпуса б и, в зависимости от положения рычага 10, перепускает воздух (газ) в полость а мембранно-исполнительного механизма. В перепускном клапане имеется движущийся сердечник с манжетами. Перепускной клапан 9, разрядник 8, рычаг 10, захватывающий винт 11, регулирующее колесо 12, часовой механизм 13 станции регулирования помещены в коробке для предотвращения коррозии и проникновения в них пыли и влаги.
Разрядник 8 представляет собой винт с отверстием для разрядки полости а и возврата в верхнее положение штока 2 под действием пружины 18.
Рычаг 10 упирается в хвост сердечника перепускного клапана 9 при свободном состоянии захватывающего винта 11. Винт захвата 11 под углом вворачивается в отверстие рычага 10 и попадает острым концом в наружную проточку регулирующего колеса 12. Регулирующее колесо 12 представляет собой барабан с наружными проточками и пазами. В его пазах устанавливаются скобы, перемещающиеся в сторону наружной проточки для регулирования цикла подачи рабочего агента. Барабанно-часовой механизм 13 предназначен для вращения регулирующего колеса 12.
Нагнетаемый в затрубное пространство рабочий агент через отверстия вне, кольцевую полость б и трубы 3 попадает в редуктор 4. После понижения давления рабочего агента до заданного через трубку 14 рабочий агент попадает под перепускной клапан 9.
При перемещении острого конца захватывающего винта по скобкам регулирующего колеса 12 перепускной клапан открывается и рабочий агент через трубы 22, 23, патрубок 15 попадает в полость а и, действуя на площадь мембраны 17, создает усилие, перемещающее шток 2 в нижнее положение, и отверстие г седла 1 закрывается. При этом прекращается подача рабочего агента в скважину. После заданного времени острый конец захватывающего винта П попадает на проточку регулирующего колеса 12, рычаг 10 действует на хвост сердечника перепускного клапана 9 и закрывает его. Разрядник 8, разряжая полость а, освобождает мембрану 17 от действия рабочего агента, Шток 2 под действием пружины 18 открывает отверстие г седла 1 и обеспечивает подачу рабочего агента в скважину.
Последующие циклы работы регулятора происходят аналогично.
