госы. 1. На какие классы делят гидравлические машины
 Скачать 3.13 Mb.
|
|
29.Бурильная колонна: назначение, состав, типы бурильных, ведущих и утяжеленных бурильных труб, условные обозначения? Бурильные колонны и трубы. Назначение Состав Типы бурильных ведущих и утяжеленных ведущих труб, условное обозначения. Назначения: 1.Передачи вращения от ротора к пород разрушающему инструменту. 2.Передачи не подвижному столу ротора реактивного крутящего момента от забойного двигателя. 3.Создание погрузки на долото. 4.Подводо-промывочной низ кости к забою для отчистки от выбуренной породы. 5.Для привода забойного давления потоком бурового раствора. 6.Подъема керного материала и спуска аппаратуры для исследования. 7.Для переработки расширения ствола скважины. Испытания пластов, ликвидация аварий скважин и т.д. Состав буровой колонны: Основные элементы Ведущая труба(квадрат), бурильные трубы(стальные и мягко сплавленные), утяжеленные бурильные трубы. Вспомогательные: Переводники различного назначения протекторы, центра торы, стабилизаторы, калибраторы, под долотный амортизатор. Бурильная колона делится на свечи. Каждая свеча состоит из 2или 3 труб соединенные бурильными замками. Длина свечи зависит от высоты вышки и от продольной устойчивости в осевом сжатии под собственным весом. Типы бурильных труб: Ведущие бурильные трубы. Предназначены: Для передачи вращения от ротора к бурильной колоне. Для восприятия реактивного вращения буровой колонне столом ротора при бурении забойным двигателем. Два типа ведущихтруб. 1.Зборной конструкции: состоит из двух переводников и трубы(65на65)…115на155) 2.Цельный конструкции: переводники и тело трубы выполненные как одно целое. Делятся на два сечения: -Квадратного ВБТ-63К,76,86,108,133 ВБТ-152К -шестигранник ВБТ-89Ш,108,133 ВБТ-152Ш Длина ведущей трубы 10,13,14. Стольные бурильные трубы Делятся на 2 типа 1.С навинчатыми замками он делится на 4 типа В-с высаженными внутрь концами и муфты к ним. Н-с высаженными наружу концами и муфты к ним ВК-высаженные внутрь и коническими стабилизирующими поясками и муфтами к ним. НК-высаженные наружу поясками НК114+9Д НК-наружу с коническими поясками 114-диаметр 9-толщина стенки Д-группа прочности 2.С приваренными замками. Делятся на3 типа ПВ-приваренные внутрь и муфты к ним. ПН-приваренные наружу ПК-приваренная комбинированная и (наружная и внутренняя) ПК114*9ЕЗ 1.длина Е3-11,12 2.длина Е2-9,8 3.длина Е1-5,6 Утяжеленные бурильные трубы Устанавливаются в нижней части колонны перед долотом 150-200м предназначены: 1.Для создания нагрузки на долото собственным весом. 2.Для придания жесткости низа буровой колонны. Классификация: 1.Гладкие по всей длине Горяче-катонны-соединяются труба в трубу т.е на нижнем конце ниппель на верхнем муфта. Применяются при ЗД обозначаются УБТ-245/З-201 2.Гладкие по всей длине с просверленными отверстиям и механической обработкой по всей длине балансировка ( трубы наз. Сбалансированные) УБТС1-с термо обработанными по всей длине УБТС2-с термо обработанными по всей длине концов труб УБТС3-без термо обработки 3.Гладкие по всей длине термо обработанные. Различаются в зависимости от наличия проточки под элеватор наличия канавок наличия наплавок или разного сечения. Обозначения А,Б,Д,Е,Л и тд Если квадратная УБТК-112/3-88 ТК-квадратного сечения УБТ,СП-88/3-73 СП-спирального сечения 4.Не магнитные не ржавеющей стали. Литые или кованные, применяются для спуска телеметрических систем НУБТ-229. 30.Обсадные колонны: типы и назначения колонн, виды обсадных труб и муфт по типу соединения, условные обозначения? Обсадные трубы Делятся на 5 видов. 1.Трубы с короткой треугольной резьбой и муфты к ним 245*10-Д 2.Трубы с удлиненной треугольной резьбой и муфты к ним У245*10-Д 3.Трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ-245*10-Д 4.Трубы с трапецеидальной резьбой и высоко герметичными соединениями ОТГ-245*10-Д 5.Без муфтовые раструбные ТБО-160*9-Д Блок-3. Дисциплина «Машины и оборудование для добычи нефти и газа» Нарисуйте схему размещения скважинного оборудования фонтанной скважины. Оборудование устья фонтанных скважин. На устье фонтанной скважины устанавливается оборудование, состоящее из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов. Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех-, пяти-колонные головки. Колонная головка должна обеспечивать надежную герметизацию межтрубного пространства, надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн, удобный и быстрый монтаж, возможность контроля за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве, минимально возможную высоту. Корпус колонной головки навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна вворачивается в специальную муфту, которая заканчивается фланцем для подсоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления и манометром.  Рис. 10. Фонтанная арматура тройниковая: 1-крестовик; 2, 4-переводные втулки; 3-тройник; 5-переводная катушка; 6-центральная задвижка; 7-задвижки; 8-штуцеры; 9-буферная заглушка; 10-манометр; 11-промежуточная задвижка; 12-задвижка; 13-тройник; 14-буферная задвижка. Фонтанная арматура. Фонтанная арматура служит для подвески НКТ, герметизации устья скважины, контроля за межтрубным пространством, направления нефти и газа в выкидную линию, про-ведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин, регулирования ре-жима работы скважины, проведения исследований в скважине, создания противодавления на забой и т.д. Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устанавливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных ГТМ. Фонтанная арматура тройниковая (рис.10) состоит из крестовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помощью переводной втулки 2. Если скважина оборудуется одним рядом НКТ, то тройник на арматуре не устанавливается. Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважин при необходимости. Фонтанная елка состоит (рис.10) из тройников 13, задвижек 7, устанавливаемых на выкидных линиях. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, через который в скважину спускаются скребки, различные приборы под давлением, без остановки фонтанной скважины. На буферную задвижку при эксплуатации скважины устанавливают буферную заглушку 9 с манометром 10. Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. 2. Расшифровать условное обозначение: АФК3аА-21х65К2ХЛ
Пример обозначения: АФК3аА-21Х65К2ХЛ АФ - арматура фонтанная Способ подвешивания скважинного трубопровода в переводнике трубной головки – К 3- номер схемы арматуры. При двухрядной конструкции концентричной подвеска труб к номеру добавляется «а» Обозначение системы управления запорными устройствами с автоматическим - А, 21- Рабочее давление, МПа( кгс/см2) 65- Внутренний диаметр отвода Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80 для холодного макроклиматического района – ХЛ ( детали, узлы и смазка которых раб. до температуры -60) Исполнения по составу скважинной среды: с содержанием Н2S и СО2 до 6% по объему каждого - К2 Назначение наземного привода УШСН. 1. Преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно. 2. пуск и остановка установки 3. уравновешивание нагрузки на двигатель, создание равномерной нагрузки в течение всего цикла. 4. режимы работы скважины. 4. Перечислить типы наземных приводов УШСН? -Механический – распространен. -Гидравлический. (достоинства: лучшая кинематика, увеличенная длина хода; меньший в 5-6 раз вес; лучшая уравновешенность, бесступенчатое регулирование подачи; недостатки :влияние внешней температуры на показатели работы, ступенчатость изменения длины хода, сложность конструкции, требующая повышенных экспл. затрат). -Пневматический. 5. Основные параметры механического балансирного привода станка качалки. 1. Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг: - легкий привод (до 5 тонн), - средний (5 – 10), тяжелый (св. 10 тонн) 2. длина хода – это максимальный размах точки подвеса штанг в метрах: - короткоходовой (менее 1,2 м), - среднеходовой (1,2 – 2,4м), - длинноходовой (более 2,4м) 3. По величине крутящего момента на кривошипе, кН*м; - малый (до 1000 кг*м), - средний (1000-3000), - большой (3000-6000), - сверхбольшой (св. 6000 кг*м) 6. Какой тип оборудования характеризует коэффициент подачи, написать формулу коэффициента подачи. Коэффициент подачи служит для оценки технического состояния насоса и равен отношению действительно поступившей на устье скважины жидкости к теоретической подаче   <17. Объяснить понятия «текущий», «начальный», «конечный» коэффициент подачи? Начальный – коэффициент подачи, рассчитанный по замеру подачи вновь спущенного насоса. Кн рассчитывается 1) по замеру ШСН, который достиг предельного износа плунжерной пары; 2) по замерам в конце срока эксплуатации. Текущий – рассчитанный по ежесуточным замерам. Текущее значение уменьшается за счет увеличения зазора между плунжером и цилиндром в результате износа поверхности. Конечный – коэффициент подачи, рассчитанный по замеру насоса в конце срока эксплуатации. Коэффициент подачи, рассчитанный по замеру насоса, достигшего предельного износа. 8. Объяснить понятие «Трансмиссия СК». Что можно изменить в режиме работы скважинны при помощи этого механизма? Трансмиссия: электродвигатель, редуктор, клиноременная передача. Трансмиссия уменьшает число оборотов двигателя до задангного числа оборотов кривошипа. При помощи сменных шкивов элекродвигателя осуществляется ступенчатое регулирование числа двойных ходов головки балансира. Чем меньше шкив тем меньше число двойных ходов. 9. В чем принципиальное отличие невставного (трубного) и вставного штангового насоса? В технологии спуска. Невставные насосы НН спускаются в скважину по частям: цилиндр на колонне НКТ, плунжер на колонне штанг. Вставные НВ – насос устанавливается в скважину в собранном виде на штангах в НКТ. 10. Объясните понятие страгивающая нагрузка,какой вид оборудования она характеризует? Страгивающая нагрузка – это такая нагрузка, которая вызывает разрушение (страгивание) металла в теле трубы в области резьбового соединения. Она возникает только в области резьбового соединения, причем у насосно-компрессорных труб с треугольным профилем резьбы. 11. Какими основными показателями характеризуются НКТ? Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин (КРС). НКТ применяются: - при добыче нефти, газа и газоконденсата, - при поддержании пластового давления, - при утилизации пластовых вод; - при капитальном (КРС) и текущем ремонте скважин (ТРС). НКТ применяются в суровых условиях эксплуатации: постоянное давление, высокие механические нагрузки, воздействие на стенки агрессивных сред, что приводит к коррозии и эрозии. 12. Дать понятие плунжер-пескобрей. Плунжер-пескобрей имеет утонченную, слегка скошенную верхнюю стеночку, которая при ходе плунжера вверх под действием столба жидкости вверх стеночка расширяется и счищает песок. При ходе вниз стеночка возвращается в обратное положение. 13. Погружной скважинный винтовой насос с электроприводом.назначение область применения? Скважинный винтовой насос предназначен для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости, с содержанием механических примесей. 14. Для каких условий работы предназначен скважинный диафрагменный насос? Скважинные диафрагменные насосыпредназначены для работы в условиях больших пескопроявлений (значительного содержания механических примесей) или для откачки агрессивных жидкостей, так как перекачиваемая жидкость соприкасается только с клапанами, диафрагмой и стенками рабочей полости. Подача УЭДН составляет 4...16 м³/сут при напоре 650...1700 м. Межремонтный период их при откачке агрессивных сред с массовым содержанием механических примесей до 1,8% существенно больше, чем межремонтный период скважинных штанговых насосов и ЭЦН. Наиболее важной особенностью глубинных диафрагменных насосов является расположение всех рабочих органов насоса, кроме всасывающего и нагнетательного клапанов, в маслозаполненной герметичной камере. Эта камера отделена от добываемой жидкости гибкой диафрагмой. Таким образом, воздействию добываемой жидкости подвергается минимально возможное количество деталей глубинного насоса. 15. По какой зависимости рассчитывается теоретическая и действительная подача ШСН? Поскольку теоретическая подача насоса определяется длиной хода точки подвеса штанг S, то всякое уменьшение действительного хода плунжера по сравнению с S непосредственно влияет на фактическую подачу насоса. Таким образом,  где Sп– действительный ход плунжера относительно цилиндра насоса; λ – потеря хода плунжера за счет упругих деформации штанг и труб. Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются от действия силы, равной произведению площади сечения плунжера на разность давлений над и под плунжером, так как нагнетательный клапан при ходе вверх закрыт. Одновременно насосные трубы сжимаются, так как действовавшая на них при ходе вниз та же сила теперь (при ходе вверх) с труб снимается и воспринимается штангами. Величина этих деформаций может быть определена по формуле Гука. Кроме этого, в штангах, которые двигаются приблизительно по синусоидальному закону, возникают инерционные силы. Эти силы в верхней мертвой точке (м. в. т.) направлены вверх в сторону, противоположную направлению силы тяжести, и поэтому уменьшают силу тяжести штанг. В нижней мертвой точке (н. м. т.) инерционные силы направлены вниз и увеличивают силу тяжести штанг. Это приводит к дополнительному сжатию (в в. м. т.) и удлинению (в н. м. т.) штанг, и в результате чего полезный ход плунжера в цилиндре несколько увеличивается. Это и учитывается коэффициентом выигрыша хода К. С учетом поправки коэффициент потери хода цч запишется следующим образом:  .16. Нарисовать схему модульного (ЭЦНМ) и немодульного (ЭЦН) насосов. 1.Модульный ЭЦНМ ЭЦНМ- наличием входного модуля с собственным валом, фланцевое соединение. Взаимозаменяемость секций.  1.Верхняя секция 1. Модуль-головка 2.Нижняя секция 2,3,4. Модуль-секция 3.Длинный вал 5. Входной модуль 4.Шлицевая муфта 6. Рабочие колеса 5.Вход жидкости 7.Укороченный вал 8. Шлицевая муфта 9.Фланцевое соединение Рисунок 1 - Схема модульного ЭЦНМ 2.Схема немодульного ЭЦН  1 – гидрозащита; 2 – насос; 3 – кабельная линия; 4 – НКТ; 5 – пояс; 6 – оборудование устья скважины; 7 – СУ; 8 – трансформатор Рисунок 2 – Схема немодульного ЭЦН |