- •Нефтегазопромысловое оборудование
- •Предисловие
- •Тема 1 насосы объемного действия
- •1.1. Классификация поршневых насосов
- •1.2. Принцип работы поршневого насоса
- •1.3. Закон движения поршня насоса
- •1.4. Средняя подача поршневых насосов всех типов
- •1.5. Коэффициент подачи поршневых насосов, факторы на него влияющие
- •1.6. Графики подачи поршневых насосов
- •1.7. Воздушные колпаки
- •1.8. Работа насоса и индикаторная диаграмма
- •1.9. Мощность и кпд поршневого насоса. Определение мощности привода
- •1.10. Определение усилий на основные детали поршневых насосов
- •1.11. Конструкция поршневого насоса: основные узлы и детали
- •1.12. Скважинные поршневые насосы
- •1.13. Эксплуатация поршневых насосов
- •1.14. Регулирование работы поршневого насоса
- •1.15. Роторные насосы
- •1.16. Дозировочные насосы
- •1.17. Смазка узлов приводной части насоса
- •Тема 2 динамические насосы
- •2.1. Схема и принцип действия центробежного насоса
- •2.2. Основное уравнение центробежного насоса
- •2.3. Действительный напор центробежного насоса
- •2.4. Подача центробежного насоса
- •2.5. Мощность и коэффициент полезного действия центробежного насоса
- •2.6. Уравновешивание осевого давления
- •2.7. Явление кавитации и допустимая высота всасывания
- •2.8. Зависимость подачи, напора и мощности от числа оборотов насоса
- •2.9. Коэффициент быстроходности колеса насоса
- •2.10. Рабочая характеристика центробежного насоса
- •2.11. Определение рабочей характеристики насоса при изменении частоты вращения вала
- •2.12. Обточка рабочих колес по диаметру
- •2.13. Влияние плотности и вязкости перекачиваемой жидкости на работу насоса
- •2.14. Работа центробежного насоса в одинарный трубопровод
- •2.15. Работа насоса в разветвленный трубопровод
- •2.16. Параллельная работа центробежных насосов
- •2.17. Последовательная работа центробежных насосов
- •2.18. Регулирование параметров работы центробежного насоса
- •2.19. Эксплуатация центробежных насосов
- •2.20. Конструктивные особенности центробежных насосов Конструкция рабочих колес и отводов центробежного насоса
- •Уплотнения в насосе
- •2.21. Конструкция центробежного насоса серии цнс-180
- •2.22. Осевые насосы
- •2.23. Вихревые насосы
- •2.24. Струйные насосы
- •2.25. Назначение, схема и устройство насосного блока бкнс
- •2.26. Схема системы пттд с использованием погружного центробежного электронасоса
- •Тема 3 компрессоры
- •3.1. Принцип работы и термодинамические условия работы поршневого компрессора
- •3.2. Индикаторная диаграмма идеального рабочего процесса компрессора
- •3.3. Работа на сжатие единицы массы газа в компрессоре
- •3.4. Индикаторная диаграмма реального рабочего процесса компрессора
- •3.5. Подача поршневого компрессора, коэффициент подачи
- •3.6. Многоступенчатое сжатие Принцип получения высоких давлений в поршневом компрессоре
- •Индикаторная диаграмма двухступенчатого компрессора
- •3.7. Мощность и коэффициент полезного действия поршневого компрессора
- •3.8. Охлаждение компрессора, схема систем охлаждения
- •3.9. Принцип расчета системы охлаждения
- •3.10. Конструкции поршневых компрессоров
- •3.11. Основные узлы и детали компрессора
- •3.12. Системы смазки компрессора
- •3.13. Регулирование производительности поршневых компрессоров
- •3.14. Турбокомпрессоры. Принцип работы, схема
- •3.15. Особенности конструкции турбокомпрессора. Сравнение с поршневым компрессором
- •3.16. Характеристика турбокомпрессора
- •3.17. Винтовые компрессоры
- •3.18. Ротационные компрессоры
- •3.19. Газомотокомпрессоры
- •3.20. Эксплуатация поршневых компрессоров
- •3.21. Типы компрессоров, их применение
- •3.22. Компрессорная станция
- •3.23. Неисправности компрессоров
- •Тема 4 оборудование для эксплуатации скважин
- •4.1. Конструкции и обозначения обсадных труб
- •4.2. Назначение и конструкция колонных головок
- •4.3. Конструкция трубных головок
- •4.4. Фонтанная арматура
- •4.5. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда
- •4.6. Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры
- •4.7. Эксплуатация и ремонт фонтанной арматуры
- •4.8. Принцип работы газлифтного подъемника
- •4.9. Компрессорное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
- •4.10. Схема работы бескомпрессорной газлифтной установки
- •4.11. Внутрискважинное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
- •4.12. Схема шсну
- •4.13. Скважинные штанговые насосы
- •4.14. Режим работы скважинных насосов. Динамограммы работы
- •4.15. Подача шсну. Коэффициент подачи
- •4.16. Ремонт, хранение и транспортировка скважинных насосов
- •4.17. Насосные штанги: конструкция, условия работы
- •4.18. Расчет и конструирование колонны штанг
- •4.19. Утяжеленный низ колонны штанг
- •4.20. Эксплуатация, транспортировка и хранение штанг
- •4.21. Насосно-компрессорные трубы
- •4.22. Расчет колонны насосно-компрессорных труб
- •4.23. Кинематика станка-качалки
- •4.24. Силы, действующие в точке подвеса штанг
- •4.25. Принцип уравновешивания станка-качалки
- •4.26. Грузовое уравновешивание станка-качалки
- •4.27. Крутящий момент на кривошипе станка-качалки
- •4.28. Мощность электродвигателя станка-качалки
- •4.29. Коэффициент полезного действия штанговой насосной установки
- •Ориентировочные значения кпд отдельных систем
- •4.30. Подбор оборудовании для штанговой насосной установки
- •4.31. Устьевое оборудование шсну
- •4.33. Основные типы балансирных стан ков-качалок
- •4.34. Канатная подвеска станка-качалки
- •4.35. Монтаж станка-качалки
- •4.36. Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •4.37. Эксплуатация балансирных станков-качалок
- •4.38. Схема уэцн
- •4.40. Конструкция электроцентробежного насоса
- •4.41. Гидрозащита электродвигателя
- •4.42. Система токоподвода
- •4.43. Конструкция электродвигателя
- •4.44. Монтаж установки погружных эцн
- •4.45. Обслуживание установок погружных эцн
- •4.46. Назначение и конструкция обратного и спускного клапанов
- •4.47. Компоновка погружного агрегата электровинтовой насосной установки
- •4.48. Конструкция скважинного винтового насоса
- •4.49. Принципиальные схемы закрытой и открытой гпну
- •4.50. Принцип действия гидропоршневого насосного агрегата (гпна)
- •4.51. Схема работы и принцип действия диафрагменного насоса
- •4.52. Схема работы и принцип действия струйного насоса
- •4.53. Скважинный струйный насос
- •Тема 5 оборудование и инструмент для ремонта скважин
- •5.1. Классификация видов ремонтов и операций, проводимых в скважинах
- •5.2. Талевая система
- •5.3. Инструмент для проведения спуско-подьемных операций (стто)
- •Элеваторы
- •Спайдеры
- •5.4. Роторные установки
- •5.5. Трубные и штанговые механические ключи
- •5.6. Порядок проведения спуско-подъемных операций с применением апр
- •5.7. Подъемные лебедки
- •5.8. Подъемные агрегаты
- •5.9. Вертлюги
- •5.10. Противовыбросовое оборудование
- •5.11. Винтовой забойный двигатель
- •5.12. Ловильный инструмент
- •Тема 6 оборудование для технологических процессов
- •6.1. Насосные установки
- •6.2. Смесительные установки
- •6.3. Автоцистерны
- •6.4. Устьевое и вспомогательное оборудование
- •6.5. Оборудование для депарафинизации скважин
- •6.6. Оборудование для исследования скважин
- •6.7. Эксплуатационные пакеры
- •6.8. Эксплуатационные якори
- •6.9. Расположение оборудования при солянокислотной обработке скважины
- •6.10. Расположение оборудования при гидравлическом разрыве пласта
- •6.11. Расположение оборудования при промывке скважины
- •Тема 7 оборудование для механизации работ
- •7.1. Трубовоз твэ-6,5-131а
- •7.2. Агрегат для перевозки штанг апш
- •7.3. Промысловые самопогрузчики
- •7.4. Агрегат атэ-6
- •7.5. Установка для перевозки кабеля упк-2000п
- •7.6. Агрегат 2парс
- •7.7. Агрегат аза-3
- •7.8. Агрегат 2арок
- •7.9. Агрегат для обслуживания и ремонта водоводов 2арв
- •7.10. Маслозаправщик мз-4310ск
- •Список литературы
- •Оглавление
- •Тема 1. Насосы объемного действия
- •Тема 2. Динамические насосы
- •Тема 4. Оборудование для эксплуатации скважин
- •Тема 5. Оборудование и инструмент для ремонта скважин
- •Тема 6. Оборудование для технологических процессов
- •Тема 7. Оборудование для механизации работ
4.10. Схема работы бескомпрессорной газлифтной установки
При бескомпрессорном газлифте используется энергия газа большого давления, поступающего из газовых месторождений. Применение бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого давления на самих нефтяных месторождениях. После подъема жидкости газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жидкости, поэтому использование его несколько ограничивается. В то же время при бескомпрессорной газлифтной эксплуатации скважин можно без больших капиталовложений и сложного оборудования поднимать жидкость наиболее простым методом.
Рис. 4.16. Бескомпрессорная газлифтная установка
Газ из скважин 1 под давлением 15...20 МПа поступает на пункт очистки (осушки) 2, где он проходит через гидроциклонные сепараторы и конденсатосборники, затем в беспламенный подогреватель 3 для подогрева до 80...90 °С, а далее в газораспределительную батарею 4. Подогрев газа является эффективным средством борьбы с гидратообразованием при транспортировании и редуцировании газа. От батареи газ направляется через регулировочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважины 6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы первой 7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов направляется в емкость 9.
4.11. Внутрискважинное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
При компрессорном газлифте, также как и бескомпрессорном, для пуска скважины в работу требуется значительно большее давление, чем в процессе работы. Для снижения пускового давления в скважине на подъемной колонне устанавливаются пусковые клапаны. При их установке происходит ввод газа в подъемную колонну: сначала в верхнюю часть колонны от уровня установки первого пускового клапана, потом от второго и т. д., пока весь столб поднимаемой смеси не будет газирован (рис. 4.17. а... е).
Рис. 4.17. Схема работы пускового клапана
Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:
-
По назначению - пусковые; рабочие; концевые.
-
По конструкции - пружинные; сильфонные; комбинированные.
-
По характеру работы - нормально открытые; нормально закрытые.
-
По давлению срабатывания - от давления в затрубном пространстве; от давления в НКТ (подъемнике).
По принципу действия клапаны являются дифференциальными.
При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия в ниппеле. На поверхности устанавливается необходимая площадь проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным кольцом. После того как к пусковому клапану подойдет газ, он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы, смешается с жидкостью и поднимет ее до устья. Часть жидкости будет отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь жидкости с газом будет создавать уже меньший напор у пускового клапана.
Принципиальные схемы пусковых клапанов представлены на рис. 4.18.
Рис. 4.18. Принципиальные схемы глубинных клапанов:
а — пружинный; б — сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве Рк; в- силъфонный, срабатывающий от давления в трубах РТ. (подъемнике); г - комбинированный; 1 - нижнее седло клапана; 2 - нижний клапан; 3 - шток клапана; 4 - сильфонная камера; 5 -регулировочная гайка; 6 - пружина: 7 - упор пружины; 8 - отверстие в корпусе клапана; 9 - верхний клапан; 10- верхнее седло клапана; 11- корпус клапана; 12- стенка НКТ
Газ сможет продолжать отжимать жидкость в затрубном пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться. У клапана 2 возникнет определенная разность давления - снизу большее давление газа в затрубье, сверху меньшее давление смеси в НКТ. Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину 6, перекроет отверстия в ниппеле и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы.
Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно измерять с помощью регулировочной гайки 5. Пружина пускового клапана защищена кожухом.
Расстояние между пусковыми клапанами должно быть таким, чтобы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата газом до пускового клапана, находящегося ниже. При этом газ начинает поступать в нижний клапан и столб жидкости в насосно-компрессорных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второго пускового клапана.
Клапаны устанавливаются на внешней поверхности труб, и для их смены или регулировки необходим подъем всей колонны. Это неудобство устраняется новым методом установки газлифтных клапанов (рис. 4.19.): когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колонны 1, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливается в нем с помощью кулачкового фиксатора 3.
В скважинное газлифтное оборудование входят также пакер 6 и приемный клапан 7. Клапаны могут спускаться на проволоке или сбрасываться в трубы. Подъем таких клапанов может производиться без подъема колонны насосно-компрессорных труб с помощью специальных съемников, спускаемых во внутреннюю полость подъемной колонны.
Скважинное газлифтное оборудование такого типа, предназначенное для эксплуатационных колонн диаметрами 168 и 146 мм, имеет шифры Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Е-210, где числа 73 и 60 обозначают условные диаметры подъемных труб, мм; 210 - рабочее давление, 10-1 МПа.
Газлифтное оборудование комплектуется от 1 до 9 пусковыми газлифтными клапанами и одним рабочим клапаном и соответственно 2...10 скважинными камерами, 2...10 кулачковыми фиксаторами ФК (не входят в комплект оборудования типов Л-73Б-210 и Л-60Б-210), пакером ПН-ЯГМ, приемным клапаном, переводниками.
Газлифтные клапаны на рабочее давление 21 МПа имеют шифры Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25, Г-25Р, 1Г-25, 1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где 38, 25, 20 - условные диаметры клапанов, мм; Р - рабочий клапан (остальные пусковые); Д - камера клапана, заполненная демпфирующей жидкостью.
В газлифтных клапанах типа Г роль пружины выполняет сильфон (рис. 4.18. б, позиция 4) заряженный азотом под давлением 0,2 ... 0,7 МПа. Газлифтные клапаны типа Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.
Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб.
Скважинная камера типа К (рис. 4.20. а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633.
В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ 80x350.
Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) поступает из затрубного пространства через перепускные отверстия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены посадочные шейки.
Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.
Камера типа КН (рис. 4.20. б) применяется для установок периодического газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый с газоотводящим устройством.
Камера типа КТ (рис. 4.20. в) отличается от камеры типа К наличием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяющей для посадки клапанов использовать консольный отклонителъ типа ОК, обеспечивающий надежность работ в наклонных скважинах.
Рис. 4,20. Скважинные камеры типов К (а); КН (6); КТ (в):
J — наконечник; 2 — рубашка; 3 — карман; 4 — газоотводящий патрубок;
5 — направляющая
Управляющим для пусковых клапанов является давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе указанных клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В результате этого шток поднимается и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.
Управляющим для рабочих клапанов является давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость из колонны подъемных труб через отверстие в клапане поступает в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан.
Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные дроссели.
Клапаны типов Г-38 и ГР-38 фиксируются в скважинных камерах при помощи кулачкового фиксатора ФК-38, навинченного на клапан. При посадке кулачок фиксатора, задевая за край кармана, утапливается в окне фиксатора, а после входа в канавку кармана выходит из окна, фиксируя клапан. В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит цанга.
Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинному газлифтному оборудованию: К-73А-21О, К-73Б-210, К-60А-210, К-60Б-210. Корпус камеры имеет овальную форму. Это позволяет располагать газлифтные клапаны эксцентрично, и поэтому проходное сечение подъемной колонны в области скважинных камер не уменьшается.
Скважинное газлифтное оборудование первой категории качества имеет среднюю наработку на отказ до 10000 ч, высшей категории - до 15000 ч.