- •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
6.2. Инструмент для выполнения спускоподъемных операций
Наибольший удельный вес по времени при проведении подземного ремонта занимают спускоподъемные операции.
Элеваторы предназначены для задержания и удерживания на весу подземного оборудования. Элеваторы различаются по назначению и конструкции.
По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые.
Трубные элеваторы по типу захвата разделяются:
- с захватом под муфту;
- с захватом под высадку трубы;
- с захватом за тело трубы (элеватор-спайдер).
Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы с муфтовыми трубами. Элеваторы второго типа необходимы для работы с трубами с высадкой наружу, а третьего типа - для работы с безмуфтовыми трубами, а также в случае, когда контактная нагрузка от веса колонны превышает допустимую.
На промыслах наибольшее распространение получили втулочные одноштропные элеваторы с захватом под муфту, которые подвешиваются на крюк с помощью серьги.
Одна из конструкций такого типа элеватора (элеватор-ЭТА) представлена на (рис. 6.11). Элеватор ЭТА состоит из корпуса 4, серьги 1, соединенных шарнирно с помощью пальцев 2 и шплинтом 3. В корпусе помещен узел захвата 8, с тыльной стороны которого располагается рукоятка 5, соединенная с корпусом при помощи направляющей втулки 6 и двух штырей 7. Левая и правая направляющие 9, прикрепленные к корпусу элеватора болтами 10, обеспечивают раскрытие и закрытие челюстей захвата.
Применяются также элеваторы балочного типа (двухштропные) для работы, с которыми используются эксплуатационные штропы [14].
Штропы изготавливают следующих конструкций: тип 1-е круглыми поперечными сечениями по всему периметру, тип II - со сплющенным поперечным сечением в верхней изогнутой части штропа, исполнение А — без безопасной ручки, Б и В — с безопасной Ручкой.
Слайдеры предназначены для захвата и удерживания на весу колонны насосно-компрессорных труб при спускоподъемных опера-циях [5].
Спайдер выполняется в виде кольцевого корпуса с внутренним коническим отверстием, внутри которого размещены три клина, шарнирно связанные со специальным направлением (рис. 6.12). С помощью пружины подвеска с клиньями выталкивается в верхнее положение, а в нижнее положение опускается под действием силы веса элеватора или колонны труб.
В случае использования автоматических ключей спайдер обычно встроен в их конструкцию.
Трубные ключи применяют для свинчивания и развинчивания НКТ и бурильных труб в процессе подземного ремонта скважин. При работе с трубами в основном применяют ключи шарнирные и цепные.
Цепной ключ используют только для ручного свинчивания и развинчивания труб (рис. 6.13 [8]). Он состоит из двух щек 2 с зубьями, цепи 3 с плоскими шарнирными звеньями и рукоятки 1. Щеки и рукоятка соединены проходящим через середину щек болтом 4 и гайкой 5. Один конец цепи присоединен к рукоятке при помощи пальца 6 и начального звена 7. Палец 6 входит в соответствующие отверстия в щеках. При установке ключа на трубу 8 зубья щек плот¬но охватывают трубу и служат опорой для рукоятки.
Удобство цепного ключа при свинчивании-развинчивании в том, что он не падает, будучи установленным на вертикальной трубе.
Недостатки: большая масса ключа, неудобство зарядки на трубе, сложность освобождения трубы при заклинивании ее в щеках клю¬ча, истирание и смятие поверхности трубы.
Шарнирные ключи имеют ряд преимуществ перед цепными ключами: они легче, легко и удобно надеваются и снимаются с трубы, не повреждают ее. Наиболее широко применяются ключи двух- шарниные КТНД (рис. 6.14 [8]), которые состоят из двух основных шарнирно соединенных частей: челюсти 7 и рукоятки 2. На трубе ключ удерживается пружиной 6, прикрепленной одним концом к челюсти, другим - к пальцу шарнира 3. Натяжение пружины регулируется вращением пальца. В натянутом состоянии пружина закрепляется на пальце винтом 1. Для удобства работы на челюсти имеется ручка 9, которая одновременно служит ограничителем движения плашки 8. Труба зажимается ключом в трех местах плашкой, сухарем и челюстью. Плашка и сухарь имеют насечки, для предохранения скольжения ключа по трубе.
Имеются также и другие конструкции трубных ключей, основанные на изменении геометрии челюстей при вращении ключа вокруг оси неподвижной трубы [8].
Рис. 6.14. Ключ трубный КТНД
Для свинчивания-развинчивания на-сосных штанг применяются Г-образные ключи, прямоугольный зев которых заводится на квадрат насосной штанги (рис. 6.15),
При необходимости подъема из скважины насосно-компрессорных труб вместе с колонной насосных штанг (например - при заклинивании плунжера штангового насоса) для отвинчивания штанг применяется безопасный круговой ключ (рис. 6.16). Этот ключ позволяет производить захват отвинчиваемой штанги не за квадрат на высадке, а за гладкую часть штанги. Для этого в круговом ключе имеется специальный замок.
