- •Введение
- •Глава 1. Оборудование ствола скважины
- •1.1.Конструкция скважины
- •1.2. Обсадные трубы
- •Размеры резьбовых соединений обсадных труб по гост 632
- •Механические свойства труб и муфт
- •1.3. Обсадные трубы, применяемые в мире
- •1.4 Расчет обсадных колонн
- •1.5. Насосно-компрессорные трубы
- •Механические свойства труб и муфт
- •Насосно-компрессорные трубы по гост 633
- •Размеры и масса безмуфтовых труб нкб1
- •1.6 Насосно-компрессорные трубы, применяемые в мире
- •Механические характеристики материалов для нкт по api Spec 5в, 5вc, 5вx
- •1.7 Расчет насосно-компрессорных труб
- •Глава 2. Оборудование устья скважин
- •2.1 Колонные головки
- •2.2 Фонтанная арматура, ее схемы и назначение
- •2.3 Основные типы и конструкции фонтанной арматуры
- •2.4 Запорные устройства фонтанной арматуры.
- •2.5. Фланцевые соединения фонтанной арматуры.
- •Глава 3. Комплекс специального подземного скважинного оборудования.
- •3.1 Скважинные уплотнители – пакеры.
- •3.2. Якори
- •3.3. Разъединитель колонны
- •3.4. Телескопическое соединение
- •3.5. Канатный инструмент и оборудование для проведения работ
- •3.6. Скважинные клапаны
- •Глава 4. Оборудование для освоения скважины
- •4.1 Методы освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •4.2 Оборудование для освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •Глава 5. Оборудование для обработки призабойной зоны скважины
- •5.1. Оборудование для поддержания пластового давления и вытеснения продукции скважин водой и газом.
- •5.2 Оборудование для термического воздействия на пласт
- •5.3 Оборудование для химического воздействия на пласт
- •5.4 Оборудование для гидравлического разрыва пласта
- •5.4 Новые виды воздействия на призабойную зону пласта
- •Глава 6.Оборудование для проведения ремонтных работ на скважинах
- •6.1 Грузоподъемное оборудование
- •6.2 Инструмент для выполнения спускоподъёмных операций
- •6.3 Средства механизации для спускоподъёмных операций
- •6.4 Наземное технологическое оборудование
- •6.5 Оборудование для ликвидации аварий и инструмент для ловильных работ
- •Глава 7. Оборудование для сбора, подготовки и транспортировки добываемого газа.
- •7.1. Система сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.2. Оборудование для сбора и подготовки газа и конденсата
- •Сепараторы.
- •Теплообменное оборудование.
- •Абсорбционно-десорбционное оборудование.
- •Оборудование, установки и устройства для получения холода
- •7.3. Расчет сосудов для сбора и подготовки газа и конденсата
- •Запасы прочности и допускаемые напряжения.
- •Расчетные формулы для определения толщины стенки сосуда.
- •Определение толщины стенки днищ и крышек сосудов.
- •Проверочный расчет сосудов под давлением.
- •Расчет цилиндрических горизонтальных сосудов.
- •Учет ослабления сосудов вырезами.
- •Условие укрепления шва.
- •Учет ветровых и сейсмических нагрузок на сосуды и аппараты.
- •Особенности расчета и проверки теплообменных аппаратов.
- •7.4. Нефтепромысловые трубы и запорная арматура, применяемая на газовых промыслах
- •Механические характеристики трубных сталей
- •7.5. Насосные и компрессорные станции системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин.
- •Типоразмеры модульных многофазных станций
- •Компрессорная установка 5вкг-10/6
- •Компрессорные установки 7вкг-30/7 и 7вкг-50/7
- •Компрессорные установки 7вкг-30/7 и 7вкг-50/7
- •Компрессорная установка 6гв-18/6-7
- •7.6. Оборудование для защиты от коррозии системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин.
- •Установки для приготовления и дозировки реагентов
- •Оборудование и приборы для защиты от коррозии.
- •Список литературы
6.3 Средства механизации для спускоподъёмных операций
В комплексе основных работ, связанных с подземным ремонтом скважин, наиболее тяжелы и трудоёмки операции по спуску и подъёму НКТ и штанг, занимающие от 50 до 80% от общего времени ремонта скважины. Применение средств механизации позволяет уменьшить затраты времени.
К средствам механизации относятся: трубные механические ключи, штанговые механические ключи и манипуляторы.
Трубные механические ключи используют для механизации и частичной автоматизации ручных операций при спуске и подъёме НКТ: при текущем ремонте скважин автоматы АПР-2ВБ с приводом от электродвигателя и АПР-ГП с гидравлическим приводом; при ремонте скважин, оборудованных погружными электронасосами механические ключи КМУ; при капитальном ремонте – гидравлический трубный ключ КГП.
Автомат АПР-2ВБ используют для механического свинчивания и отвинчивания труб при помощи вращателя (рис. 6.12.[14]). Автомат рассчитан на использование с элеваторами ЭГ, подкладными вилками, трубными КТГ и стопорными КСМ ключами, а также с элеватором ЭТА и трубными ключами КТГУ и КТД.
Рис. 6.12.
Автомат АПР-2ВБ состоит из: блока автомата; клиновой подвески; центратора; балансира с грузом; электрического инерционного привода с реверсивным взрывобезопасным переключателем.
Блок автомата представляет собой корпус клинового спайдера с червячным редуктором и водилом, передающим усилие трубному ключу. Редуктор защищен кожухом, образующим масляную ванну. Блок автомата крепится к пьедесталу центратора.
Клиновая подвеска состоит из направляющей с кольцевым основанием, к которому шарнирно подвешены три клина.
Центратор состоит из пьедестала, к которому шпильками крепится автомат фиксатора и втулок центратора.
Балансир состоит из балансира и надетого на него груза. Для перемещения клиновой подвески вверх-вниз балансир на время работы соединяют с блоком автомата.
Автомат АПР-ГП отличается от автомата АПР-2ВБ гидравлическим объёмным приводом с питанием от автономной гидравлической станции или от гидравлической системы самоходных агрегатов для подземного ремонта скважин.
В настоящее время на газовых промыслах часто используются гидрофицированные подвесные трубные ключи, обеспечивающие автоматизацию работ по свинчиванию-развинчиванию НКТ. При использовании подвесных ключей устье скважины остается свободным и на нем может монтирооваться необходимое (например – противовыбросовое) оборудование.
К достоинству гидравлических ключей следует отнести безударную работу и возможность менять частоту вращения, момент свинчивания и развинчивания и конструктивно просто ограничивать максимальный крутящий момент. К недостаткам этих ключей следует отнести относительную с электроприводными сложность в изготовлении и эксплуатации.
6.4 Наземное технологическое оборудование
К наземному технологическому оборудованию, применяемому при проведении подземных ремонтов скважин относится: противовыбросовое оборудование; оборудование для вращения бурильной или иной колонны труб нефтяного сортамента; насосные и компрессорные установки для обеспечения закачки технологических жидкостей, газов и пен в скважину; установки для приготовления технологических составов.
Противовыбросовое устьевое оборудование предназначено для герметизации нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения выбросов и открытых фонтанов. При помощи этого оборудования можно герметизировать устье скважины при наличии и отсутствии в ней колонны труб; осуществить расхаживание и проворачивание колонны труб при герметизированном устье для предотвращения прихвата; создать циркуляцию раствора с противодавлением на пласт; закачать раствор в пласт буровыми насосами или насосными агрегатами и осуществить срочную разрядку скважины.
При капитальном ремонте скважин применяют оборудование противовыбросовое
ОП1а-180х35,
где 1а – схема по ГОСТ 13862-80; 180 – проход в мм, 35 – рабочее давление в МПа.
Оборудование противовыбросовое ОП1а-180х35 состоит из стволовой части части, манифольда МПАБА-80х35 и гидравлического управления типа ГУПЮОБр-1.
Стволовая часть (рис. 6.13.[2]) включает в себя плашечные превенторы ПП180х350 и крестовину.
Рис. 6.13.
Плашечный превентор ППР (рис. 6.14.[2]) состоит из корпуса 7, крышки корпуса 2 и плашек 5 и является одним из основных частей противовыбросового оборудования. В превенторе плашка 5 перемещается при помощи расположенных в крышке 2 корпуса 1 винта 4 и штока 3, образующих две телескопические винтовые пары ( с резьбами разных направлений), которые приводятся во вращение от бокового приводного вала 8 и двух цепных передач, установленных снаружи превентора. Н одном конце бокового приводного вала надеты вилка 6 и крестовина 7 карданного сочленения для присоединения к электрическому или ручному управлению.
Трубные плашки закрывают превентор при наличии в скважине труб, глухие плашки перекрывают скважину при их отсутствии. Специальные выступы на вкладышах трубных плашек обеспечивают принудительное центрирование колонны труб при закрывании превентора.
Обозначение превентора состоит: из букв ПП - обозначающих плашечный; обозначение системы управления: Г – гидравлическое и Р – ручное; число – обозначающее диаметр проходного сечения в мм; число – обозначающее рабочее давление в МПа, умноженное на 10.
Роторы используются в установках для капитального ремонта скважин. Типовая схема ротора Р-360 представлена (рис. 6.15.[14]). Ротор состоит из конической зубчатой пары, размещенной в корпусе жесткой конструкции из стального литья. Ведущая шестерня пары установлена на конце приводного вала на шпоночном соединении. Вал установлен в корпусе на двух подшипниках качения. На противоположном конце вала консольно на шлицах посажена звездочка цепной передачи.
Рис. 6.14.
Рис. 6.15.
В связи с тем, что ротор требуется не во всех операциях при проведении капитального ремонта, он может транспортироваться отдельно.
В настоящее время в установках применяют гидравлические роторы, имеющие ряд преимуществ по сравнению с механическими роторами: меньшие габариты; непрерывное регулирование частоты вращения; более легкий подвод энергии.