- •Оглавление
- •1 Нефтегазодобывающая промышленность и значение оборудования
- •1.1 Механика в россии и в мире
- •1.2 История техники и оборудования для добычи нефти
- •1.3 Предмет курса и связь его с другими дисциплинами
- •1.4 Специфика машин и оборудования для нефтегазодобычи
- •1.5 Совершенствование оборудования и технический прогресс
- •2.2. Назначение и виды скважин
- •Лекция 2 оборудование эксплуатационной скважины
- •2.1. Классификация машин и оборудования для добычи нефти и газа
- •2.3. Конструкция скважины
- •2.4. Эксплуатационная колонна и силы, действующие на неё
- •2.5. Оборудование устьевой части
- •2.6. Обеспечение недежности скважин
- •Лекция 3 оборудование фонтанной скважины
- •3.1. Конструкция устья скважины
- •3.2. Насосно компрессоные трубы
- •3.2.1. Назначение и классификация труб
- •3.2.2 Условия работы и выбор труб
- •3.2.3 Определение допустимой величины подвески для гладких труб
- •3.2.4 Определение допустимой величины подвески для труб с высаженными концами
- •3.2.5 Допустимое внутреннее давление для труб
- •3.2.6 Определение допустимой глубины спуска насосных труб при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •3.3 Легкосплавные и непрерывные конструкции нкт
- •3.4. Страгивающая нагрузка в нкт и её определение
- •3.5 Футерованные насосно-компрессорные трубы
- •3.5.1 Покрытия из эпоксидных смол
- •3.5.2. Покрытия из стекла
- •3.5.3 Покрытия из эмали
- •3.6. Зарубежные конструкции нкт
- •3.7. Пакеры и якоря
- •3.8. Пусковые устройства арматуры
- •Лекция 4 оборудование для эксплуатации скважин скважинными штанговыми насосами (сшн)
- •4.1. Технологические особенности эксплуатации скважин установками сшн (усшн)
- •4.2. Конструктивные особенности усшн и принцип действия
- •4.3. Классификайи приводов скважинных штанговых насосов
- •4.4. Приводы скважинных штанговых насосов
- •4.4.1 Станки-качалки (ск)
- •4.5 Новый размерный ряд станков-качалок
- •Лекция 5. Кинематические показатели станка-качалки
- •5.1 Кинематика ск
- •5.2. Определение пути, скорости и ускорения точки подвеса штанг по элементарной, приближенной и точной теории
- •5.2.1. Расчеты по элементарной теории
- •5.2.2 Расчеты по уточненной (приближенной) теории
- •5.2.3. Расчеты по точной теории
- •5.3. Кинематические показатели ск
- •5.4. Статические и динамические усилия в точке подвеса штанг
- •5.5. Характер изменения усилий в точке подвеса штанг
- •5.6. Теоретическая и практическая динамограмма
- •Леция 6. Уравновешивание станка-качалки. Силы действующие на ск
- •6.1 Работа неуравновешенного ск
- •6.2. Виды уравновешивания ск
- •6.2.1. Механическое уравновешивание ск
- •6.2.2. Роторное уравновешивание
- •6.2.3. Комбинированное уравновешивание
- •6.2.4.Пневматическое уравновешивание ск
- •6.3 Практические методы доуравновешивания ск
- •6.3.1.Расчет уравновешивания по динамограмме
- •6.3.2. Расчет уравновешивания по показаниям амперклещей
- •6.4. Силы действующие на шатун ск
- •6.4.1. Определение сил действующих на шатун ск при балансирном уравновешивании
- •6.4.2. Построение динамограммы тангенциальных сил
- •Лекция 7. Глубинно-насосные штанги
- •7.1 Конструкция штанг
- •7.2. Условия работы штанг
- •7.3 Расчет колонны штанг
- •7.4 Определение фактических нагрузок на штанги при помощи динамограмм
- •7.5 Утяжеленный низ колонны штанг
- •7.6 Эксплуатация штанг
- •7.6.1 Некоторые указания к выбору штанг
- •7.7 Гидравлический компенсатор массы насосных штанг
- •7.8 Полые штанги
- •Лекция 8 насосы скважинные нефтяные штанговые (сшн)
- •8.1 Применяемые конструкции сшн
- •8.2 Невставные скважинные сшн
- •8.3 Насосы скважинные вставные
- •8.4 Манжетные насосы
- •8.5 Насосы с гуммированным плунжером
- •8.6 Телескопические насосы
- •8.7 Многоступенчатые насосы
- •8.8 Насосы двойного действия
- •8.9 Производительность сшн и факторы, влияющие на неё
- •8.9.1 Факторы, влияющие на производительность насоса
- •8.10 Динамометрирование как средство определения работоспособности шгн
- •Лекция 9 примеры расчета на прочность деталей установки сшн
- •9.1 Общая методика расчета
- •9.2 Расчет балансира
- •9.3 Расчет шатуна
- •9.4 Расчет ведомого вала редуктора
- •9.5 Расчет втулок цилиндра
- •Лекция 10 элементы гидравлического расчета сшн
- •10.1 Расчет утечек жидкости через зазор между плунжером и цилиндром
- •10.2 Расчет утечек в телескопическом насосе
- •10.3 Расчеты потерь напора в клапанах
- •10.4 Определение зазора между цилиндром и плунжером насоса
- •10.5 Силы, действующие на плунжер насоса
- •10.6 Износостойкость деталей сшн
- •10.7 Срок службы сшн
- •11.1 Безбалансирные станки-качалки
- •Лекция 11. Совершенствование привода сшн. Выбор оборудования для скважин
- •11.1.1 Безбалансирные ск с механическим уравновешиванием
- •11.1.2 Привод с уравновешивающей колонной труб
- •11.2 Гидравлический привод сшн
- •11.3 Станки-качалки с пневматическим уравновешиванием
- •11.4 Расчет мощности ск и подбор электродвигателя
- •11.5 Установление правильного режима работы ск
- •Лекция № 12. Бесштанговые погружные глубинно-насосные установки (бшгну)
- •12.1 Специфические особенности бшгн
- •12.2 Классификация бшгн
- •12.3 Достоинства и недостатки бшгн в общем ряду глубинно-насосного оборудования
- •12.4 Установка погружных центробежных насосов (уэцн)
- •Лекция № 13 погружные центробежные насосы (эцн) и комплектующие узлы уэцн
- •13.1 Область применения
- •13.2 Устройство узлов и деталей насоса
- •13.3 Погружной элетродвигатель (пэд)
- •13.4 Система гидразащиты уэцн
- •13.5 Кабель
- •13.6 Особенности конструкции эцн для работы в осложненных условиях
- •13.7 Пути соврешенстрвования конструкции уэцн
- •13.8 Зарубежные образцы уэцн
- •13.9 Техническая характеристика уэцн
- •Лекция № 14 установки погружных центробежных насосов для беструбной эксплуатации (уэцнба). Некоторые типовые расчеты узлов и деталей уэцн.
- •14.1 Уэцнба: достоинства и недостатки
- •14.2. Погружной центробежный насос
- •14.3 Погружной электродвигатель
- •14.4 Вспомогательные узлы
- •14.5 Расчет деталей и узлов уэцн
- •Лекция №15 гидроприводные установки скважинных штанговых насосов
- •15.1 Назначение и преимущества перед известными бесштанговыми насосами
- •15.2 Устройство наземного и подземного оборудования
- •15.3 Расчет основных параметров и узлов
- •Лекция № 16 другие разновидности бесштанговых скважинных насосов
- •16.1 Электровинтовые насосы (уэвн)
- •16.2 Диафрагменный насос
- •16.3 Струйный насос
- •16.4 Опыт эксплуатации угпн, уэвн и других типов бшгн в россии и за рубежом
- •Лекция № 17 установки для одновременно-разделенной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Технологические схемы
- •17.1 Технологические схемы применяемых установок
3.5.2. Покрытия из стекла
Стекло – наиболее доступный их этих материалов, его покрытие обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб. Перед нанесением стекла внутренняя поверхность трубы зачищается до матового блеска, после чего внутрь НКТ помещается несколько стеклянных дроитов – баллонов, диаметр которых несколько меньше внутреннего диаметр трубы, а длина около 1500 мм. Внутри дроита находится воздух. После этого труба в горизонтальном положении помещается в печь, где нагревается до температуры, близкой к температуре плавления стекла (970 К). Под действием внутреннего давления нагретого воздуха баллоны раздуваются и стекло плотно связывается с металлом.
Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. Один из них – образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у трещин.
Второй недостаток
– разрушение стекла при деформации
труб. Причиной этого служат различные
модули упругости метала (0,26
106
МПа) и стекла (0,057
106
МПа). В следствии этого при растяжении
металла труб тонкого слоя стекла
передаются большие усилия, нарушающие
его целостность. Чтобы в стекле не
возникали напряжения выше допустимого,
необходимо соблюдать следующие условие:
(21)
где Р – допускаемая нагрузка на трубы, определенная по условному сохранению прочности стекла, Н;
– предел прочности стекла, МПа;
,
– площади соответственно диаметрального
сечения слоя стекла и труб, мм2;
- коэффициент запаса прочности (1,3- 1,5).
Расчеты показывают, что при наиболее прочных марках стекла допустимые нагрузки на трубы 73х5,5 мм равны примерно 20 кН. Это означает, что длина колонны от верхних остеклованных труб до нижней трубы ограничивается прочностью стекольного покрытия.
3.5.3 Покрытия из эмали
Эмаль – это специальным образом подготовленная и сплавленная смесь (шихта) песка, полевого шпата, буры, соды и других компонентов. Получают в виде гранул, которые затем размалывают.
Перед нанесением шихты на трубы наносят грунт – вещество, надежно сцепляющееся с металлом. Затем наносят шихту (покровную эмаль), приготовленную в виде пасты. Образование эмалированной поверхности происходит нагревом трубы до температуры плавления шихты с последующим её затвердеванием.
Эмалевые покрытия более прочны, чем стеклянные, однако и они разрушаются при изгибах труб свыше 2 .
Наиболее приемлемыми для условий скважин следует считать эпоксидные эмалевые покрытия.
3.6. Зарубежные конструкции нкт
За рубежом применяются насосно-компрессорные трубы с гладкими концами (без высадки), с высаженными концами и раструбными диаметрами от 26,7 до 114,3 мм. Для соединения труб используют коническую резьбу с треугольным закруглённым профилем, а так же используют специальные трапецеидальные профили резьб для повышения прочности и герметичности соединения. По длине трубы изготавливают двух размеров: 6,10 7,32 м и 8,53 9,75 м и из сталей следующих групп прочности (см. таблицу 2).
Таблица 2 – Механические свойства сталей, из которых изготавливают трубы согласно стандарту 5АС АНИ
Параметры |
|
Группа прочности |
|||||
Н - 40 |
J -55 |
N - 80 |
P - 105 |
C - 75 |
L -80 |
G – 95 |
|
Временное сопротивление разрыву не менее, МПа |
413 |
516 |
689 |
827 |
654 |
654 |
723 |
Предел текучести, МПа: Наименьший наибольший |
275 - |
379 552 |
552 758 |
723 930 |
516 620 |
552 654 |
654 758 |
Кроме указанных, выпускаются также нестандартизованные трубы С-90, Q-125, V-150 с наименьшим пределом текучести соответственно 621, 662, 1034 МПа.
Насосно-компрессорные трубы выпускают фирмы «Армко», «Хайдрил», «Атлас Бредфорд», «Валурек» и др.
Фирма
«Хайдрил» применяет для труб безмуфтовые
соединения с двухступенчатой цилиндрической
резьбой. Прочность соединения CS
и РН-6 выше прочности тела трубы. Для
борьбы с коррозией в агрессивных средах
внутренняя поверхность труб покрывают
пластмассовым покрытием. С целью
обеспечения высокой герметичности
трубы выпускают с безмуфтовым соединением,
с упорной резьбой, с упорными торцами
и уплотнительными кольцами из тефлона.
Для соединения НКТ применяют также
резьбу Батрес, отличающуюся высокой
прочностью и герметичностью. Резьба
имеет трапецеидальный профиль, боковые
стороны которого имеют угол наклона
10
и 3
,
а шаг резьбы 5,08 мм.
Фирма «Валурек» выпускает муфтовые НКТ с соединением VAM, в котором использована резьба Батрес. Высокая герметичность достигается дополнительными уплотнительными поверхностями на торце трубы . Форма этих поверхностей также обеспечивает высокую прочность соединения при изгибающих нагрузках. Высокая герметичность обеспечивается тефлоновым концом, устанавливаемом в середине или конце нарезного участка муфты. Это трубы типа DS и DSS.
Стандартом АНИ предусмотрены также трубы с приваренными соединительными концами, которые привариваются по утолщенному концу трубы, причем конструкция соединения раструбная. Выпускаются трубы размерами 26,7; 33,4; 42,2 и 48,3 мм, которые имеют замковые резьбовые соединения с шагом 4,233 мм и конусностью 1:8.
