- •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
3.6.3. Центробежные компрессоры для добычи нефти газлифтным способом
Компрессор типа 43ГЦ2-100/5-100 (рис. 3.37) предназначен для компримирования нефтяного газа и подачи его в высоконапорную систему распределения при газлифтной эксплуатации скважин. Он состоит из электродвигателя, соединенного через мультипликатор с двумя корпусами сжатия: низкого (КНД) и высокого (КВД) давлений.
Корпус компрессора - стальной кованый цилиндр с вертикальным разъемом, закрываемый толстостенными крышками. Внутри него расположен аэродинамический узел с ротором неразборного типа, рабочие колеса которого крепятся на валу на горячей посадке. Для предотвращения утечек газа предусмотрены гидравлические (масляные) концевые уплотнения. Опоры валов компрессора и мультипликатора - подшипники скольжения.
Техническая характеристика компрессора приведена ниже.
Техническая характеристика компрессора 43ГЦ2-100/5-100
Давление газа на входе в корпус низкого давления, МПа 0,4-0,45
Температура газа на входе в корпус низкого давления, °С 10-40
Давление газа на выходе из корпуса высокого давления, МПа .. 11,28
Содержание в газе капельной жидкости, мг/м3, не более 10,0
Содержание в газе механических примесей с размером до 8 м,
мг/м3, не более 0,5
Число ступеней компрессора 18
В том числе:
Корпус низкого давления 8
Корпус высокого давления 10
Диаметр, мм:
Корпуса низкого давления (8 колес) 419,4
Корпуса высокого давления (2 колеса) 381,0
Номинальное давление в системе смазки, МПа 0,137
Давление масла, подаваемого в подшипники, 10"2 МПа 2,45-4,9
Превышение давления масла, подаваемого в концевые
уплотнения, над давлением уплотняемого газа, 10"2 МПа 3,42-4,9
Мощность электродвигателя, кВт 6300
Частота вращения вала электродвигателя, с"1 50
Напряжение, В 10000
Масса электродвигателя, кг 21000
Габаритные размеры компрессорного агрегата, мм, не более:
Длина 12700
Ширина 7200
Высота 3985
Мультипликатор одноступенчатый горизонтального типа с эвольвентным зацеплением.
Охлаждение сжимаемого газа - воздушное.
Охлаждение приводного электродвигателя - антифризом (смесь триэтиленглшсоля с водой) или в летнее время - водой с расходом 0,02 м3/с при давлении 0,294 МПа и температуре 30 °С.
Система смазки - циркуляционная принудительная со свобод¬ным сливом масла в бак. Во избежание износа подшипников и уп-лотнений во время пуска и остановки в маслосистеме и системе уп-лотнений предусмотрены рабочие и резервные маслонасосы с при-водом от электродвигателей.
В зависимости от молекулярной массы компримируемого неф-тяного газа изготавливают пять модификаций компрессоров, разли-чающихся зубчатыми парами мультипликатора, обеспечивающими соответствующую частоту вращения роторов (табл. 3.16).
Таблица 3.16- Основные модификации компрессоров
Модификация компрессора |
Расчетная молекулярная масса газа на номинальном режиме |
Допускаемый диапазон изменения молекулярной массы |
Подача по условиям всасывания, mVc |
Потребляемая мощность на расчетном режиме, кВт |
Частота вращения ротора |
Температура газа на выходе из корпуса, °С |
Масса компрессора, кг |
||||
На номинальном режиме, с'1 |
При работе со сменными зубчатыми парами, с'1 |
Низкого давления |
Высокого давления |
||||||||
43ГЦ2- 100/5-110 |
22,95 |
22,44... 24,1 |
1,747 |
5074 |
151,7 |
153 |
156 |
141 |
80650 |
||
43ГЦ2- 100/5-110М1 |
21,168 |
20,9... 22,44 |
1,773 |
5220 |
158,0 |
151,7 |
164 |
144 |
83000 |
||
43ГЦ2- 100/5-110М2 |
19,7 |
19,47... 20,9 |
1,851 |
5568 |
165,0 |
173 |
171 |
148 |
81800 |
||
43ГЦ2- 100/5-110МЗ |
18,4 |
18,14... 19,47 |
1,949 |
5868 |
172,0 |
153; 165 |
160 |
153 |
81850 |
||
43ГЦ2- 100/5-110М4 |
17,5 |
16,9... 18.14 |
2,014 |
5884 |
180,0 |
172 |
188 |
160 |
80680 |
||
В комплект поставки компрессора 43ГЦ2-100/5-110 входят блоки промежуточного и концевого сепараторов, блоки промежуточного и концевого аппаратов воздушного охлаждения масла, арматура, система автоматики и защиты.
Система автоматики и КИП обеспечивает дистанционный пуск и останов компрессора; антипомпажную защиту; регулирование и контроль основных параметров; предупредительную и аварийную сигнализацию; блокировку, разрешающую пуск компрессора после выполнения всех предпусковых операций; отключение компрессора при аварийных режимах.
