- •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
3.5.2. Лебедка с гидравлическим приводом
Ремонтные работы, проводимые с современным газлифтным оборудованием, существенно отличаются от операций, выполняемых с помощью обычных агрегатов для исследований скважин (спуск глубинных измерительных приборов и др.). Для выполнения внутрискважинных операций применяют комплексные подъемные установки с гидроприводом. Применение гидропривода позволило получить высокую чувствительность при управлении лебедкой, что крайне необходимо при установке и съемке газлифтных клапанов.
Технологическое оборудование установки смонтировано на шасси автомобиля (рис. 3.32) и состоит из узла привода гидронасоса, лебедки, гидрооборудования, системы управления, технологических контрольно-измерительных приборов. Металлический кузов агрегата разделен на два отсека - лебедочный и пост управления.
Лебедка (рис. 3.33) состоит из сборки барабанного вала 3, трехскоростной коробки перемены передач 1 и цепной передачи привода барабана 4.
В процессе установки и съема газлифтных клапанов резко ударяют механическим и гидравлическим яссами. Эту операцию можно выполнять лебедкой, основными исполнительными органами которой являются гидронасос и гидромотор. Лебедка приводится в действие от двух гидромоторов 2.
Гидронасос приводится от коробки отбора мощности, установленной на раздаточной коробке автомобиля. Крутящий момент насоса передается карданным валом, а пуск насоса осуществляется фрикционной муфтой сцепления приводного двигателя. Лебедка ЛСГ с приводом от высокооборотных гидромоторов и связью трансмиссии с барабаном через цепную передачу повышает воз- ложность резкого пуска трансмиссии привода барабана, необходимого при работе с газлифтными клапанами.
Установка оснащена специальными механизмами и приборами: узлом укладчика проволоки, мерительным механизмом с указателем измерения глубины, датчиком и показывающим прибором измерения натяжения проволоки.
Техническая характеристика установки гидроприводной лебедки
Глубина обслуживания скважин, м:
При диаметре проволоки 2,5 мм 4000
При диаметре проволоки 1,8 мм 7000
Мощность привода лебедки, кВт 29,4
Максимальное натяжение проволоки, кН 8,82
Диапазон скоростей подъема, м/с 0-15
Передаточное число коробки скоростей лебедки 0,612
Передаточное число цепной передачи барабана 2,53
Гидропривод лебедки дроссельное
регулирование
Максимальное давление, МПа 16
Минимальный расход, м3/с 2,7Ю"3
Грузоподъемная стрела:
Грузоподъемная сила, кН 9,8
Максимальная высота подъема, м 10
Габаритные размеры, м:
Длина 8,5
Ширина 2,35
Высота 3,65
Масса, кг 10 000
Рис. 3.33. Кинематическая схема гидроприводной лебедки
1 - трехскоростная КПП;
2 - гидромотор;
3 - барабанный вал;
4 - цепная передача привода барабана
Установка гидроприводной лебедки обеспечивает плавный спуск, подъем и остановку инструмента на заданной глубине с постоянными скоростями в колонне подъемных труб; быстрый разгон барабана лебедки для сообщения инструменту соответствующего ускорения при ударах вверх-вниз механическим яссом; плавное повышение натяжения проволоки при работе с гидравлическим яссом; постоянное натяжение проволоки независимо от изменения направления нагрузки (исключая выброс инструмента под действием пластового давления при разматывании проволоки) при посадке инструмента и снятии нагрузки; предохранение привода от перегрузок; быстрый реверс.
В гидросистему установок гидроприводной лебедки входят шестеренный насос, трехпозиционный четырехходовой распределитель с ручным управлением, гидромотор, дроссель с ручным управлением, обратный клапан с регулированием давления, обратные клапаны, предохранительные клапаны, предохранительный клапан дистанционного управления, фильтр, манометры.
Внутрискважинное оборудование спускается в скважину на проволоке диаметром 1,82; 2,06; 2,34 мм (табл. 3.15). Наиболее часто применяют стальную проволоку диаметром 2,34 мм с высокой упругостью, необходимой для работ, связанных с ударным воздействием. Для ловильных же работ, связанных с высокими нагрузками, используют металлический канат.
Таблица 3.15 Прочностные характеристики проволоки
