Схемы поршневых насосов
.pdfvk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
паданием влаги, ослаблением соединения штока с поршнем или с крейцкопфом, слишком большой выработкой ползунов или параллелей, разработкой крейцкопфного подшипника, износом пальца, ослаблением клина подшипника, разработкой конических гнезд крейцкопфа, сработкой конусов пальцев, ослаблением клапанов в гнездах цилиндров, неправильной посадкой маховика на вал. Глухой стук происходит вследствие ослабления кривошипных и коренных подшипников или выработки их и шеек вала.
3.Повышение температуры газа или воздуха после какой-либо ступени сжатия. Если это не вызвано изменением распределения давления, то причиной повышения температуры может быть ухудшение работы холодильника предыдущей ступени вследствие его загрязнения или недостаточной подачи охлаждающей воды.
4.Внезапное падение давления масла из-за разрыва одной из труб маслопровода или масляного холодильника, падения уровня масла в раме (вследствие чего обнажалась приемная сетка насоса), поломки шестеренчатого насоса или пружины его перепускного клапана. Причиной отсутствия показаний давления масла может явиться также поломка манометра.
5.Постепенное уменьшение давления масла. Это происходит вследствие износа какого-либо подшипника (при этом обычно появляется стук), появления утечек из-за неплотностей, засорения приемной сетки или масляного фильтра.
6.Повышение температуры масла вследствие недостаточного его охлаждения, загрязненности или недоброкачественности, неисправности механизмов компрессора.
7.Нагревание подшипников из-за плохой смазки или перетяжки.
8.Пропуск сальников. Пропуск в сальниках с металлической набивкой обычно происходит вследствие:
а) сработки уплотняющих колец до отсутствия зазора в их стыках, из-за чего не может быть обеспечено плотное прилегание колец к штоку;
б) поломки или соскакивания пружин, прижимающих секции сальников одну к другой;
в) выработки штока; г) появления рисок, царапин и прочих повреждений на поверхности штока и на
поверхности уплотнительных сальниковых колец.
Для обеспечения надежной и длительной работы компрессора необходимо периодически осматривать его узлы и детали и в соответствии с результатами осмотров устанавливать сроки необходимых ремонтных работ. Мелкий ремонт следует производить непосредственно во время осмотра. Порядок планово-предупредительных мероприятий устанавливается применительно к местным условиям, имея в виду, что чем чаще осматривают машины, тем реже будут вынужденные остановки их.
-121-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ
1. Область применения компрессорного оборудования в нефтяной промышленности.
2.Принцип действия поршневого компрессора.
3.Условия сжатия газа в поршневых компрессорах. Политропный процесс.
4.Идеальная индикаторная диаграмма цикла поршневого компрессора.
5.Работа на сжатие единицы массы газа в компрессоре.
6.От чего зависит температура в конце процесса сжатия в одной ступени?
7.Производительность поршневых компрессоров.
8.Объемный коэффициент подачи поршневого компрессора.
9.Что такое степень сжатия?
10.Принцип получения высоких давлений в поршневых компрессорах.
11.Многоступенчатые поршневые компрессоры.
12.Индикаторная диаграмма поршневого компрессора.
13.Охлаждение сжимаемого газа между ступенями.
14.Принцип расчета системы охлаждения.
15.Конструкция межступенчатых теплообменников.
16.Определение полезной мощности компрессора.
17.Определение эффективной мощности компрессора, КПД компрессора.
18.Принцип действия винтового компрессора.
19.Чем отличаются винтовые компрессоры «мокрого» и «сухого» сжатия?
20.Классификация поршневых компрессоров.
21.Конструкция клапанов поршневых компрессоров.
22.Что такое дифференциальный поршень?
23.Конструкция уплотнения штоков.
24.Циркуляционная система смазки поршневых компрессоров.
25.Лубрикаторная система смазки компрессора.
26.Принцип действия турбокомпрессора.
27.Что такое помпажная зона центробежного компрессора?
28.Конструкция центробежного компрессорного агрегата.
29.Уплотнения в центробежных компрессорах.
30.Чем образована рабочая камера ротационного компрессора?
31.Регулирование работы поршневого компрессора.
32.Влияние «мертвого» пространства на работу компрессора.
33.Эксплуатация поршневых компрессоров.
34.Эксплуатация винтовых компрессоров.
35.Эксплуатация центробежных компрессоров.
36.Неисправности поршневых компрессоров.
-122-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Тема 4 Оборудование для эксплуатации скважин
Вопрос 4.1. Конструкция и обозначения обсадных труб
Обсадные трубы выпускаются бесшовными из среднеуглеродистых и низколегированных сталей. Обсадные трубы и муфты к ним изготавливаются следующих размеров (условный диаметр трубы, мм): 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245,299, 324, 340, 351, 377, 406, 426, 473, 508, с толщиной стенки 5,2...16,5 мм. Длина обсадной трубы может быть в пределах 9,5...13 м, однако в поставляемой партии труб допускается до 20% труб длиной 8...9,5 и до 10% - длиной 5...8 м. На один конец трубы навинчена и закреплена муфта, резьба другого конца защищена предохранительным кольцом.
На каждой трубе на расстоянии 0,4...0,6 м от конца, свободного от муфты, выбивают клейма: условный диаметр (в мм); номер трубы; группы прочности; длину резьбы («удл»); толщину стенки (в мм); товарный знак завода-изготовителя; месяц и год выпуска. Клеймо «удл» выбивается только на трубах с удлиненной резьбой. Рядом с клеймами вдоль трубы светлой устойчивой краской наносят следующие данные: условный диаметр (в мм); группу прочности стали; толщину стенки (в мм); товарный знак завода-изготовителя труб.
Обсадные трубы соединяются на резьбе, (резьба может быть короткой и удлиненной). В обсадных трубах используется треугольная и трапецеидальная резьба. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой труб и муфт к ним получили шифр ОТТМ. Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соединение.
В трубах ОТТГ прочность достигается трапецеидальной резьбой, а герметичность - специальными коническими уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца труб.
Трубы ТБО идентичны и взаимозаменяемы с трубами ОТТГ. Отличаются они только способом выполнения. Трубы ОТТГ соединяются с помощью муфт, а трубы ТБО безмуфтовые, резьбы у них выполнены по наружной высадке (рис. 4.1).
Прочность обсадных труб, как и всех труб нефтяного сортамента, зависит от марки стали и характеризует группу прочности труб. Группа прочности обозначается буквами Д, К, Е, Л, М, Р и Т. В таблице приведены основные механические свойства материала обсадных труб.
-123-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис.4.1. Конструкция обсадных труб ОТТМ, ОТТГ, ТБО
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатели |
|
|
Группа прочности стали |
|
|
|
||
|
д |
К |
Е |
Л |
м |
Р |
|
Т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Временное сопро- |
650 |
700 |
703 |
773 |
879 |
1019 |
|
1)25 |
тивление τв, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Предел текучести |
380 |
500 |
565 |
668 |
773 |
949 |
|
1055 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Относительное удлинение |
16 |
12 |
13 |
12,3 |
10,8 |
9,5 |
|
8,5 |
δC, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
Вопрос 4.2. Назначение и конструкция колонных головок
На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.
Колонная головка (рис. 4.2) жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.
Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.
-124-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Колонные обвязки устанавливаются на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.
Конструкция колонных обвязок позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.
Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе Н25, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при закачке
теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250 °С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур ниже минус 60 °С.
Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.
Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.
Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 4.2.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней.
-125-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 4.3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК:
1 - крестовина; 2,4,5,8,и9- пакеры;3, 6, и 10- подвески; 7- манифольд нижней (средней) промежуточной колонной головки; 11 - манифольд нижней колонной головки; 12 - нижняя колонная головка; 13, 15 и 16 - нагнетательные клапаны; 14 - промежуточная (средняя) колонная головка; 17 - манифольд промежуточной (верхней) колонной головки; 18 - промежуточная (верхняя) колонная головка
-126-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.
Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500...2000 м с давлением до 25 МПа.
Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.
Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК рассчитано на давление 21, 35 и 70 МПа. Оно предназначено для подвешивания двух и более обсадных колонн кондуктора (на резьбе или на сварке), технических и эксплуатационной, а также для герметизации и разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.
Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок. Нижняя колонная головка (ГНК), присоединяемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кондуктору), выпускается в трех исполнениях.
Колонные головки устанавливают на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их подбирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.
Оборудование типа ОКК (рис. 4.3) состоит из нижней, промежуточной - первой, второй и третьей (верхней) колонн.
Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.
Вопрос 4.3. Конструкция трубных головок
Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной, а также для замера затрубного давления и проведения исследовательских и ремонтных работ в скважине. При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего
-127-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб.
Вопрос 4.4. Фонтанная арматура
Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике - двух колонн, герметизация затруб-ных пространств и их взаимная изоляция, обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.
Отказы, а тем более разрушение фонтанной арматуры приводят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, открытому фонтанированию.
Рис. 4.5. Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом:
1 - манометр «буферный»; 2 - задвижка; 3 - штуцер-дроссель; 4 - фонтанный подъемник; 5 - трубная головка фонтанной арматуры;
б - елка фонтанной арматуры; 7, 8 - тройник; 9 — манометр; 10, 11 - задвижка; 12, 14 - задвижки-дублеры; 13- задвижка стволовая; 15 – пакер
-128-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Создание и серийное производство фонтанной арматуры для скважин больших глубин (5000-7000 м) при анормальных пластовых давлениях и дебитах от нескольких сот до тысяч кубометров в сутки жидкости или миллионов кубометров в сутки газа с большим содержанием абразива и агрессивных компонентов с высокими температурами превращается в задачу большой научной, инженерной и производственной сложности.
Современная фонтанная арматура - результат многолетних работ конструкторов и изготовителей по совершенствованию устьевого оборудования этого вида эксплуатационной скважины (см. рис. 4.5).
Необходимость в фонтанной арматуре возникла в связи с началом применения подъемника и устройств для регулирования расхода (дебита) жидкости или газа фонтанной скважины с помощью дросселей, получивших название штуцеры, а также для контроля давления жидкости или газа в подъемнике на устье (буфере) скважины. Для этого сначала применялась простейшая фонтанная арматура (см. рис. 4.5, б), включающая тройник, запорное устройство, вентиль, манометр, штуцер; запорное устройство использовалось при смене штуцера. Необходимость смены штуцера без остановки скважины привела к появлению арматуры с двумя выкидными линиями - струнами. Эта арматура (см. рис. 4.5, в) состоит из трех тройников и трех запорных устройств и штуцеров, сочетание которых начали называть фонтанной елкой.
Необходимость в контроле давления в межтрубном пространстве в более удобной и надежной системе подвески фонтанного подъемника привела к дополнению фонтанной арматуры узлом 5, состоящим из тройника, запорного устройства, вентиля и манометра, получившего название трубной головки и служащего для удержания колонны подъемных труб. С этого момента фонтанная арматура начала изготовляться из двух главных частей - елки и трубной головки.
Изнашивание узлов арматуры в скважинах с большими дебитами и высокими давлениями при наличии в пластовой жидкости или газе даже небольших количеств механических примесей привело к необходимости установки дополнительных запорных устройств по стволу арматуры. Необходимость спуска в подъемник работающей скважины измерительных приборов, средств депарафинизации обусловила дополнение елки арматуры лубрикатором, а для его установки или смены введение еще одного стволового запорного устройства. Такая арматура способствовала дальнейшему увеличению и вертикального ее размера.
Эксплуатация скважин в особо тяжелых условиях вследствие высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой температуры, большого количества абразива сделали необходимым наличие
- 129 –
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
в фонтанной арматуре резервных элементов, прежде всего наиболее часто отказывающих запорных устройств. Фонтанная арматура при этом еще более усложнилась (см. рис. 4.5, г), а ее размеры стали еще большими, что привело к усложнению обслуживания скважины.
Для уменьшения габарита фонтанной арматуры была разработана арматура, построенная не из тройников, а из крестовин, что позволило улучшить ее уравновешенность и упростить обслуживание.
Разработан стандарт, который регламентирует схемы фонтанных арматур, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных давлений, исполнения, а также размеры, что позволяет резко сократить номенклатуру и унифицировать элементы арматуры.
ГОСТом предусмотрено соотношение диаметра условного проходного отверстия и давлений (таблица 4):
|
|
|
|
|
Таблица 4 |
|
|
|
|
|
|
Dy, мм |
50 |
65 |
80 |
100 |
150 |
|
|
|
|
|
|
Р, МПа |
35 - 105 |
7-70 |
21-70 |
21-35 |
21-35 |
|
|
|
|
|
|
Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию.
Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам (рис. 4.6) для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:
1)рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);
2)схеме исполнения (восемь схем);
3)числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);
4)конструкции запорных устройств (задвижки и краны);
5)размерам проходного сечения по стволу (50...150 мм) и боковым отводам (50... 100
мм).
Крестовая арматура (рис. 4.7, а) для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 МПа.
Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстро их заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на двухрядный подъемник, в последнем случае используется другая трубная головка.
Тройниковая арматура (рис. 4.7, 6) для скважин содержащих абразив. Трубная головка, кроме крестовины 1, имеет тройник 2, что позволяет нести два ряда НКТ. На арматуре, рассчитанной на большое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две