- •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
3.5. Техника для канатных работ в газлифтных скважинах
Конструкция современного оборудования, применяемого при газлифтной эксплуатации скважин, предусматривает выполнение комплекса внутри скважинных операций специальной канатной техникой. К таким операциям относятся: установка и извлечение газлифтных клапанов и обратных клапанов, глухих пробок, забойных штуцеров, заглушек, а также глубинных приборов для исследования скважин; открытие и закрытие циркуляционного клапана для замены жидкости в скважине, в которой установлен пакер; очистка подъемных труб от парафина, чистка песчаных пробок, расправление смятых участков колонны труб, ловильные работы.
Все указанные операции проводятся непосредственно в скважине без подъема насосно-компрессорных труб, без глушения и последующего освоения скважины.
Весь комплекс канатной техники состоит из канатного инструмента I оборудования устья 2 и лебедки с гидроприводом 3 (рис. 3.20).
Инструмент для канатных работ - это набор инструментов и принадлежностей для различных операций, проводимых непосредственно в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате. Все эти инструменты можно разделить на следующие категории:
- стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (механический и гидравлический яссы, грузовая штанга, шарниры, замки);
- инструмент для установки и извлечения клапанов всех видов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);
- инструменты специального назначения (оправка, скребок, печать, ловильный инструмент, инструмент для открытия- закрытия циркуляционного клапана, желонка для песка и др.).
Ниже описываются конструкция, назначение и принцип Действия основного набора инструментов для канатных работ в скважине.
Стандартный набор канатных инструментов включает замок для проволоки, грузовые штанги, шарнир, гидравлический и механический ЯССЫ.
Замок для проволоки ЗП (рис. 3.21) пред. назначен для соединения проволоки с инструментами, спускаемым в скважину. Он состоит из корпуса 1, внутри которого размещен ролик 4, соединенный с пропущенной через отверстие в верхнем конце корпуса проволокой. Между роликом и торцом внутренней расточки корпуса помещена пружина 2 для смягчения ударов и предохранения проволоки от обрыва при резком ее натяжении (например, при восходящем действии механического ясса). Опорой для нижнего конца пружины служит шайба 3.
Для соединения проволоки с замком свободный ее конец пропускают последовательно через отверстие в верхнем конце корпуса, пружину, шайбу и наматывают на ролик два витка, а на стержень проволоки - 12 витков. Затем, вытаскивая проволоку из корпуса, помещают ролик и пружину с шайбой в корпус.
Устройство 1УЗП обеспечивает жесткое закрепление проволоки. В нем свободный конец проволоки пропускается через корпус втулки, оборачивается вокруг канавки конуса и выводится через корпус. Конус втягивается во втулку, после чего наматывается несколько витков проволоки на стержень.
Для
многожильного скрученного каната
применяются специальные замки. Грузовая
штанга обеспечивает необходимый вес
(от 3,7 до 21 кг одна штанга) для преодоления
трения и вязкости скважинной жидкости
при спуске инструмента и проволоки
(каната), а также обеспечивает необходимый
вес во время ударных операций с помощью
яссов. В зависимости от требуемого веса
инструмента, подвешиваемого на проволоке,
в комплекте предусмотрены штанги разной
длины.
Шарнирное соединение (рис. 3.22) предназначено для углового смешения колонны спускаемых инструментов и состоит из шаровой головки муфты 2, закатанной в сферическом гнезде головки 1. Для соединения с инструментом оно снабжено соответствующей резьбой.
В шарнирном соединении 1Ш16 стержень с шаровой головкой вставлен в гнездо, закреплен штоком и зафиксирован штифтом. Конструкция позволяет регулировать величину зазора между шаровой головкой и сферическим гнездом для нее.
Шарнирное соединение обычно устанавливают между яссом и инструментом.
При значительной длине колонны инструментов необходимо несколько шарнирных соединений.
Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые приводятся в действие натяжением проволоки (каната). Их применяют вместе с грузовыми штангами, которые всегда устанавливают непосредственно над яссами. Яссы предназначены для создания динамических ударов.
Гидравлический ясс ЯСГ (рис. 3.23) для создания ударного импульса вверх срабатывает автоматически. Он состоит из корпуса 5, выполненного в виде цилиндра с различными внутренними диаметрами. Нижняя часть цилиндра имеет меньший диаметр, в ней помещен плунжер 10 с обратным клапаном 4. Шток плунжера проходит через верхний упор 8 и гайку 9. Соединение корпуса с верхним Упором уплотнено кольцом 6. Место выхода штока из верхнего упо¬ра герметизируется уплотнительным элементом 7. Шток через го¬ловку 11 соединяется с проволокой. Полость б над плунжером заполнена жидкостью. Нижний конец корпуса 5 заканчивается переводником 1, к которому присоединяется шток механического ясса. Между плунжером 10 и переводником 1 в цилиндре помещен плавающий поршень 3 с уплотнением 2. Полость а под плавающим поршнем через окна сообщается с колонной насосно-компрессорных труб. Ударный импульс вверх создается яссом следующим образом. При натяжении проволоки плунжер начинает медленно перемещаться вверх. Жидкость из полости б через зазор между цилиндром и плунжером начинает перетекать в полость под плунжером. Когда плунжер достигает участка цилиндра диаметром большим, чем диаметр плунжера, скорость его резко возрастает. Плунжер верхней торцовой поверхностью ударяет в верхний упор. Действие удара плунжера через корпус 5 и переводник 1 передается на устройства, присоединенные к гидравлическому яссу.
По мере перетекания жидкости объемы полости б над плунжером и полости в под плунжером меняются. Плавающий поршень 3 служит для выравнивания их.
Вниз плунжер движется под действием веса грузовых штанг при этом обратный клапан в плунжере открывается, и жидкость из нижней полости цилиндра перетекает в верхнюю. Затем цикл работы ясса повторяется.
Техническая характеристика ясса гидравлического
Условный диаметр подъемных труб,в которых работает ясс, мм 60, 73 и 89
Ход поршня, мм 220
Температура окружающей среды, К, не более 373
Присоединительная резьба (ГОСТ 13877):
муфтового конца МШГ16
ниппельного конца ШГ16
Габаритные размеры, мм:
диаметр 39
длина 685
Масса, кг 13,2
Механический ясс ЯСМ предназначен для создания ударного импульса вверх и вниз. Он состоит из кожуха с разгрузочными отверстиями для перетекания жидкости с целью снижения гидравлического сопротивления при работе ясса, поршня, верхнего и нижнего упоров, головки и штифта для предотвращения самоотвинчивания резьбового соединения поршня с головкой.
При полном растягивании ясса заплечик на нижнем конце внутренней стороны корпуса упирается в верхний упор. При полном закрытом положении нижний конец корпуса упирается в нижний упор. Чтобы нанести удар вверх, колонну инструментов спускают на расстояние, немного меньшее полного хода ясса, который равен 500 мм, затем быстро поднимают проволоку или канат с помощью лебедки. Для удара вниз медленно поднимают проволоку или канат на расстояние, немного меньшее полной длины хода ясса, и затем спускают с максимальной скоростью. При малых глубинах скважин операции по встряхиванию часто проводят без использования подъемника, т. е. ручным способом.
Отклонитель рычажный ОР (рис. 3.24) предназначен для смещения газлифтного (циркуляционного или глухого) клапана в направлении кармана эксцентричной скважинной камеры и его установки. Он состоит из стержня 1, подвижных гильз верхней 3 и нижней 5, к которым шарнирно присоединены подпружиненные двухплечие рычаги 4. В сложенном положении рычаги 4 расположены вдоль стержня и не препятствуют движению набора инструментов в свободном проходе скважинной камеры. При этом положении гильзы 3 и 5 и рычаги 4 находятся в верхнем положении на стержне, где они стопорятся приливом 2. После спуска инструмента до глубины расположения скважинной камеры производят его "встряхивание". При этом верхняя гильза 3 соскальзывает с прилива 2 и вместе с рычагами 4 и нижней гильзой 5 перемещается вниз до упора. Рычаги 4 раскрываются под действием пружины 6 и отклонитель разворачивается в плоскости большой оси эллипсо- образного поперечного сечения скважинной камеры и направляет клапан и инструмент для съема или посадки клапана в карман.
После извлечения отклонителя его подготавливают к следующему спуску. Для этого необходимо вставить отвертку в прорезь нижней гильзы и переместить сложенные рычаги в верхнее положение. Консольный отклонитель ОК (рис. 3.25) имеет то же назначение, что и отклонитель рычажный, но применяется в сильно искривленных скважинах. Надежность проведения операций в скважинах при помощи консольного отклонителя обеспечивается применением скважинных камер с направляющими втулками.
Консольный отклонитель ОК состоит из переводника 2, защелки 1, стержня 3, рычага 6, штифтов 7, 11, ограничителя 8, фиксатора 5, толкателя 4, пружины 10, опоры 9, рычага малого 12.
Посредством переводника 2 консольный отклонитель присоединяется к комплекту стандартного набора инструментов. Инструменты спускаются на проволоке или канате в скважину. Глубина спуска инструмента контролируется на поверхности специальным прибором. На глубине расположения скважинной камеры, в которой необходимо установить (извлечь) газлифтный клапан или другой скважинный инструмент, консольный отклонитель необходимо привести в действие. Для этого отклонитель совместно с инструментом пропускают через скважинную камеру, а затем начинают поднимать. При подъеме защелка 1 отклонителя попадает в паз направляющей втулки скважинной камеры. Упираясь в паз, защелка 1 толкает стержень 3, который нижним концом воздействует на рычаг 6, поворачивая его вокруг штифта 7. Рычаг 6 отклоняется на некоторый угол до упора в ограничитель б. Одновременно фиксатор 5 под воздействием толкателя 4 срабатывает и фиксирует положение рычага 6. Под действием пружины 10 в опоре 9 рычаг малый 12 поворачивается вокруг штифта 11. Затем осуществляется спуск инструмента. При этом рычаг малый 12 отклонителя вместе с посадочным (съемным) инструментом оказывается направленным в карман скважинной камеры.
После осуществления планируемой операции приступают к из- влечению инструмента и отклонителя на поверхность. При прохождении скважинной камеры защелка 1 вновь попадает в паз ее направляющей втулки, ударным воздействием с поверхности срезаются удерживающие ее штифты, и она утапливается в корпусе, что позволяет извлечь отклонитель из скважинной камеры.
Спускной инструмент ИСК (рис. 3.26) предназначен для спуска в скважину газлифтных клапанов. В кожухе просверлено по касательной два отверстия, в которые вставляются срезные латунные штифты 4. С их помощью спускаемое устройство фиксируется в кожухе спускного инструмента. После посадки их в скважинной камере или ниппеле латунные штифты срезаются за счет удара, производимого яссом вверх, и спускной инструмент извлекается на поверхность.
Инструмент ИС (табл. 3.15) предназначен для спуска и установки в месте посадки скважинного оборудования (клапанов- отсекателей, глухих пробок и т.п.) с замками типов 13К и ЗНЦВ. Инструмент входит в комплект инструмента ИКПГ.
Инструмент ИС состоит из корпуса, на котором свободно двигается втулка, имеющая канавку, в которую входят срезные винты замка, соединяющие инструмент с замком.
При ударах вниз о корпус, создаваемых яссом, корпус отжимает втулку замка, благодаря чему собираются лепестки цанги замка отсекателя, и он проходит через сужение ниппеля.
Для фиксации замка спускной инструмент приподнимается, его корпус освобождает втулку замка и лепестки цанги, замок раскрывается в расточке посадочного ниппеля.
Спускной инструмент освобождается от замка при срезе винтов, входящих в канавку втулки ударами ясса вверх.
Подъемный инструмент ИЦ предназначен для захвата и извлечения газлифтных клапанов и т. д., зафиксированных в посадочном кармане скважинной камеры или ниппеле.
Инструмент состоит из цангового зажима, размещенного в окнах корпуса. Цанговый зажим отжимается вниз пружиной. Перемещению цанги с сердечником вверх препятствует поперечный штифт, фиксирующий сердечник относительно корпуса.
Инструмент подъема ИГО (рис. 3.27) служит для подъема зафик-сированного в ниппеле клапана-отсекателя.
Он предназначен для извлечения из колонны подъемных труб оборудования с замками типов 13К, ЗНЦВ и ЗНЦВ1.
На сердечнике инструмента ИГО при помощи держателя, подпружиненного пружиной 6, установлена цанга 8. Нижнее положение перьев цанги обеспечивается фиксацией корпуса относительно сердечника срезным штифтом 3. Для освобождения и подъема оборудования с замками на конец сердечника наворачивается вилка, входящая в комплект инструмента ИКПГ. Перья цанги, дойдя до замка. Упираются в бурт ловильной муфты, отжимают пружину 6 и утапливаются в пазе сердечника. Как только перья войдут в канавку замка.
пружина 6 возвращает их в исходное положение, обеспечивая зацепление с замком. Одновременно вилка на конце инструмента отталкивает вниз втулку замка, в результате чего освобождается цанга замка и ударами вверх замок извлекается.
Для освобождения инструмента при прихвате замка корпус 5 инструмента доводят до упора в ловильную шейку замка и ударами ясса вниз срезают штифт 3. При этом корпус 5 под воздействием пружины 4 поднимается вверх. Перья, заходя в канавку а, освобождают инструмент от замка.
Циркуляционные клапаны КЦМ, разъединитель колонны РК и телескопические соединения СТ2 и СТ2Г управляются путем перемещения вверх или вниз их скользящих элементов, в которых для толкателя (рис. 3.28) предусмотрены канавки с буртом. В зависимости от положения бурта толкатель спускается переводником вниз или вверх.
Толкатель спускается при помощи канатной техники. При проходе сужений плашки толкателя сближаются к центру, заходя в выточку, и раздвигаются в ней под действием пружины, после чего ударами ясса управляемый элемент передвигается в нужном направлении.
Отсоединение толкателя происходит при упоре головки плашки 1 в неподвижный элемент управляемого оборудования.
Для извлечения толкателя при прихватах, а также при необходимости возврата через вышерасположенные элементы, управляемые тем же толкателем, ударом ясса срезается штифт 5 и при подъеме штока 4 корпус 7 надвигается на плашки и сдвигает их к центру.
Для отсоединения разъединителя колонны РК толкатель спускается с ограничителем 9 для предохранения от произвольного открытия уравнительного клапана глухой пробки.
Предохранитель ПКА предназначен для защиты посадочного ниппеля клапана-отсекателя и опрессовки трубки управления в комплексе КУСА.
Предохранитель совместно с замком устанавливается в посадочном ниппеле при спуске его в скважину с управляющей трубкой. Уплотнения предохранителя и замка герметизируют управляющую трубку и позволяют ее спрессовать.
Перед открытием циркуляционного клапана типа КЦМ предохранитель извлекается набором инструментов канатной техники.
После открытия клапана предохранитель устанавливается вновь и извлекается по окончании освоения, когда закрывается клапан КЦМ и устанавливается в посадочный ниппель клапанотсекатель типа КАУ с замком.
Приспособление СХ предназначено для крепления хомутов из лент и пряжек для крепления трубки управления в комплексах типа КУСА.
Приспособление состоит из корпуса, по которому перемещается держатель с помощью ходового винта Лента, идущая на изготовление хомута, с пряжкой на конце сгибает подъемную трубу и прижатую к ней трубку управления и продевается через пряжку. Конец ленты пропускается через специальные щели и зажимается.
Приспособление упирается корпусом в пряжку, и при вращении ходового винта лента затягивается.
Затем поворотом приспособления лента отгибается на пряжку и отрезается ножом.
