72365

Обладнання нафтогазової галузі і умови його експлуатації: Лабораторний практикум

Книга

География, геология и геодезия

Нафтогазове обладнання на даному етапі це високотехнологічні конструкції, які працюють в умовах значних і складних навантажень, що призводить до зношування окремих його деталей та інструменту. Загальне ознайомлення з вказаним обладнанням розширить знання студентів...

Украинкский

2014-11-21

5.71 MB

8 чел.

Івано-Франківський національний технічний

університет нафти і газу

О. В. Пилипченко, Т. Л. Романишин

обладнання нафтогазової галузі і умови його експлуатації

Лабораторний практикум

2011


Міністерство освіти і науки,

молоді та спорту України

Івано-Франківський національний технічний

університет нафти і газу

Кафедра зносостійкості та відновлення деталей

О. В. Пилипченко, Т. Л. Романишин

обладнання нафтогазової галузі і умови його експлуатації

Лабораторний практикум

для студентів спеціальності

«Технологія і устаткування відновлення та підвищення зносостійкості машин і конструкцій»

освітньо-кваліфікаційного рівня 7.092303 − спеціаліст

Рекомендовано

методичною радою університету

Івано-Франківськ

2011


УДК 622.276.05 + 622.279.05

ББК 33.361-5

П-32П-

Рецензент:

Дрогомирецький Я. М.   доктор технічних наук, професор кафедри зносостійкості та відновлення деталей Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу

Рекомендовано методичною радою університету

(протокол № 15 від 15.12.2011 р.)

Пилипченко О. В., Романишин Т. Л.

П-32 Обладнання нафтогазової галузі і умови його експлуатації: Лабораторний практикум. –  Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2011. – 39 с.

МВ 02070855-3670-20110207

0855-1093-2011

Лабораторний практикум містить методичні вказівки для проведення лабораторних занять з дисципліни ”Обладнання нафтогазової галузі та умови його експлуатації”. Розроблений відповідно до робочої програми навчальної дисципліни.

Призначений для підготовки бакалаврів за напрямом 6.050504 – “Зварювання”.

УДК 622.276.05 + 622.279.05

ББК 33.361-5

 

МВ 02070855-3670-2011                    © Пилипченко О. В., Романишин Т.Л.

         © ІФНТУНГ, 2011


ЗМІСТ

  

ЗАГАЛЬНІ МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ……………………

4

1 ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 1 ВИВЧЕННЯ БУДОВИ БУРОВОЇ УСТАНОВКИ «УРАЛМАШ ЗД-76»

5

2 ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 2 ВИВЧЕННЯ НАСОСНО-ЦИРКУЛЯЦІЙНОЇ СИСТЕМИ БУРОВОЇ УСТАНОВКИ…..................................................................

9

3 ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 3 ВИВЧЕННЯ КОНСТРУКЦІЙ ТА ЗЄДНАНЬ ТРУБ НАФТОВОГО СОРТАМЕНТУ...................................................................

15

4 ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 4 ВИВЧЕННЯ БУДОВИ І ХАРАКТЕРИСТИК ТАЛЕВОГО КАНАТА

25

5 ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 5 ВИВЧЕННЯ ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ВИДОБУТКУ НАФТИ ШТАНГОВОЮ СВЕРДЛОВИННОЮ НАСОСНОЮ УСТАНОВКОЮ...................................................................

33


ЗАГАЛЬНІ МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ

Нафтогазове обладнання на даному етапі це високотехнологічні конструкції, які працюють в умовах значних і складних навантажень, що призводить до зношування окремих його деталей та інструменту. Загальне ознайомлення з вказаним обладнанням розширить знання студентів спеціальності «Технологія і устаткування відновлення та підвищення зносостійкості машин і конструкцій» і дозволить на основі конкретного технологічного обладнання показати, як умови його експлуатації,  так і його наслідки в вигляді зношених деталей.

Метою даної дисципліни є теоретичне і практичне засвоєння студентами принципів дії, конструкції, призначення основних видів нафтогазового обладнання, на всіх етапах його роботи, починаючи від буріння і створення свердловини та закінчуючи її експлуатацією.  

Лабораторний практикум дозволяє розширити і закріпити знання курсу лекцій обладнанню нафтогазової галузі і умовам його експлуатації. В практикум включено три лабораторні роботи з агрегатних комплексів нафтогазової галузі:

-.бурова установка «Уралмаш 3Д-76»;

-.насосно-циркуляційна система бурової установки;

-.штангова свердловинна насосна установка, а також дві роботи з вивчення конкретних конструкцій:

-.труби нафтового сортаменту;

-.талеві канати.

В першому випадку звернуто увагу на вивчення агрегатів в комплексі, їх взаємодію і роботу, в другому – на вимірювання і розрахунок визначених параметрів конструктивних елементів.

Тривалість лабораторних робіт згідно з робочим планом – 17 годин. З них 1 година вступне заняття, тривалість 1, 2, 5 робіт – 4 години і 3, 4 робіт – 2 години.

 
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №
 1

ВИВЧЕННЯ БУДОВИ БУРОВОЇ УСТАНОВКИ

«УРАЛМАШ ЗД-76»

1.1 Мета роботи

1.1.1.Вивчення складу бурової установки         «Уралмаш ЗД-76».

1.1.2.Вивчення призначення, конструкції, принципу роботи і технічних показників обладнання (силового приводу, вишко-лебідочного блоку, ротора).

1.1.3.Ознайомлення із засадами вибору бурових установок.

1.2 Тривалість і місце проведення заняття

1.2.1.Діюча бурова установка «Уралмаш ЗД-76».

1.2.2.Тривалість проведенняя заняття – 4 год.

1.3 Основні теоретичні відомості

Бурова установка – комплекс обладнання, допоміжного та енергетичного обладнання для виконання повного обсягу робіт в процесі спорудження свердловини.

Функціональну схему БУ наведено на рис. 1.1.

Функції основних агрегатів БУ:

- бурові споруди (вишка, основи, фундаменти) призначені для монтажу бурового обладнання, його  транспортування та забезпечення безпеки праці;

- ротор (при роторному способі буріння) – обертання бурильної колони і долота;

- бурильна колона – передача крутного моменту на долото, подача промивної рідини до долота;

- підйомний механізм (лебідка, талева система) – подача бурильної колони на вибій свердловини, підйом бурильної колони для заміни зношеного долота, спуск обсадної колони;

- вертлюг – забезпечення вільного обертання колони бурильних труб і подача бурового розчину через шлангове з’єднання нерухомого стояка;

- насосно-циркуляційна система – очистка свердловини від вибуреної породи;

       

Рисунок 1.1 - Функціональна схема бурової установки:

1 – бурильна колона; 2 – долото; 3 – талевий канат

- силовий привід – енергопостачання до основних виконавчих механізмів (лебідки, ротора, бурового насоса);

- противикидне обладнання – попередження викидів флюїдів із свердловини.

Основні параметри бурових комплектних установок для глибокого розвідувального і експлуатаційного буріння регламентовані міждержавним ГОСТ 16293-89, згідно якого передбачено 12 класів БУ з дизельним, дизельгідравлічним, дизельелектричним і електричним приводами.

Свердловини характеризуються різними глибинами, призначенням буріння, рельєфом поверхні, бурінням на суші чи в акваторіях морів і океанів, кліматичними умовами. Всі ці чинники вимагають застосування БУ різного класу і одночасно певної універсальності і пристосованості.

Основними параметрами БУ є допустиме навантаження на гак Pкрmax, умовна глибина буріння Lmax, потужність приводу підйомного комплексу та насосів, подача і тиск бурових насосів, діаметр свердловини і бурильних труб, мобільність і монтажездатність, вид енергії для приводу основних механізмів.

Обґрунтувати межі доцільності застосування БУ можна тільки на основі аналізу параметрів.

Наприклад, для БУ «Уралмаш-4Д-76» допустиме навантаження на гак Pкрmax = 2500 кН, умовна глибина буріння Lmax = 5000 м, відповідно для БУ «Уралмаш-5000 ЭР» Pкрmax =3200 кН, Lmax =5000 м. Основні параметри БУ «Уралмаш 3Д-76» наведено в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 – Параметри БУ «Уралмаш 3Д-76»

Параметр

Величина

Допустиме навантаження на гак, кН

2000

Умовна глибина буріння, м

4000

Потужність на вхідному валу бурової лебідки, кВт

670…900

Потужність бурового насоса, кВт

600…750

1.4 Обладнання, інструмент і матеріали

для проведення роботи

1.4.1.Діюча бурова установка «Уралмаш ЗД-76».

1.4.2.Бурові труби, долота і інструмент, розташовані на містках.

1.5 Порядок виконання роботи

1.5.1 Вивчити призначення основного обладнання БУ.

1.5.2.Візуально визначити склад блоків бурової установки та їх комплектуючих.

1.5.3.Визначити тип силового приводу БУ, його склад та розміщення.

1.5.4.Уважно оглянути вишко-лебідочний блок БУ, склад його комплектуючих, бурову лебідку, пульт управління бурильника, ротор і талеву систему.

1.5.5.Визначити фактичну оснастку талевої системи.

1.5.6.Оглянути приймальні містки та тип інструменту, що знаходиться на ньому.

1.5.7.Визначити тип бурової вишки, зарисувати конструктивну схему моделі вишки, до якої скласти експлікацію.


1.6 Питання для самоконтролю

1.6.1.Назвіть основні вузли і агрегати наземного обладнання БУ. Які їхні функції?

1.6.2.Якими основними параметрами характеризується бурова установка?

1.6.3.Які виконавчі механізми бурової установки є основними споживачами енергії в процесі спорудження свердловини?

1.6.4.Вкажіть основні принципи вибору установок для заданих умов буріння свердловин.

1.6.5.Чим визначається тип бурової вишки, у чому полягають основні відмінності між буровими вишками різних типів?

1.7 Рекомендовані джерела інформації

1.7.1.Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых Л.Н., Межлумов А.О., Близнюков В.Ю. Буровое оборудование: справочник в 2-х томах. - М.: ОАО «Недра», 2003.

1.7.2.Алексеевский Г.В. Буровые установки Уралмашзавода. - М.: Недра, 1981.

1.7.3.Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. - М.: Недра, 1988.

1.7.4.ГОСТ 16293-89. Установки буровые комплектные для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения.

1.7.5.Мислюк М.А., Рибчин І.Й., Яремійчук Р.С., Буріння свердловин. Том 1. Загальні відомості. Бурові установки. Обладнання та інструмент. – Київ: Інтерпрес ЛТД, 2002.

1.7.6.Новые буровые установки. Справочное пособие/ Архангельский В.Л., Аважанский Ю.С., Малкин И.Б./ Министерство нефтяной и газовой промышленности СССР,  ВHИИБТ, МГП "Буровик", М.: 1991.


ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №
 2

ВИВЧЕННЯ НАСОСНО-ЦИРКУЛЯЦІЙНОЇ СИСТЕМИ БУРОВОЇ УСТАНОВКИ

2.1 Мета роботи

2.1.1.Вивчення компоновок, гідравлічних і технологічних схем обов’язки обладнання для промивання свердловин.

2.1.2.Вивчення призначення, конструкцій, принципу роботи і технічних показників обладнання, яке входить до складу насосної частини і циркуляційної системи бурових установок.

2.1.3.Вивчення, вимірювання і розрахунок параметрів режиму роботи обладнання насосно-циркуляційної системи.

2.1.4.Ознайомлення із будовою, комлектністю і варіантами конструктивного виконання бурових насосів та їх окремих вузлів і деталей.

2.2 Тривалість і місце проведення заняття

2.2.1.Діюча бурова установка «Уралмаш ЗД-76».

2.2.2.Тривалість проведення заняття – 4 год.

2.3 Основні теоретичні відомості

Насосно-циркуляційний комплекс виконує наступні функції:

.нагнітання бурового розчину в бурильну колону для циркуляції в свердловині в процесі буріння, промивання і ліквідації аварій в кількості, що забезпечує ефективне очищення вибою і долота від вибуреної породи, і отримання швидкості підйому розчину в затрубному просторі, доста-тньої для винесення цієї породи на поверхню;

.підведення до долота гідравлічної потужності, що забезпечує високу швидкість витікання (до 180 м/с) розчину з його насадок для часткового руйнування породи і очищення вибою від вибурених її частинок;

.підведення енергії до гідравлічного вибійного двигуна;

.очищення бурового розчину від вибуреної породи і газів, підтримка і регулювання заданих його параметрів;

.приготування нового бурового розчину;

.зберігання запасного бурового розчину в кількості декількох об’ємів свердловини і підтримка його властивостей при зупинках циркуляції.

На рисунку 2.1 показана схема циркуляції бурового розчину.

В процесі буріння в більшості випадків розчин циркулює по замкнутому контуру.

З резервуарів очищений і підготовлений розчин поступає в підпірні насоси, які потім подають його в бурові насоси. Бурові насоси подають розчин під високим тиском рн (до 40 МПа) по нагнітальній лінії, через стояк, гнучкий рукав і вертлюг в бурильну колону. Частина тиску насосів (рл) при цьому витрачається на подолання опорів в наземній системі. Далі буровий розчин проходить по бурильній колоні (ведучій до бурильних труб, УБТ і вибійному двигуну) до долота. На цьому шляху тиск розчину знижується унаслідок витрат енергії на подолання гідравлічних опорів (рк = Рбт + Рубт + рзд). Потім буровий розчин унаслідок різниці тиску усередині бурильних труб і на вибої свердловини рз з великою швидкістю виходить з насадок долота, очищуючи вибій і долото від вибуреної породи. Частина енергії розчину, що залишилася, витрачається на підйом вибуреної породи і подолання опорів в затрубному кільцевому просторі рзп.

Піднятий на поверхню відпрацьований розчин проходить по розчинопроводу в блок очищення, де з нього відділяються частини вибуреної породи, пісок, мул, газ і ін., поступає в пристрої для відновлення його якостей і прямує в підпірні насоси.

Пристрої для приготування і очищення бурового розчину є окремими агрегатами, що встановлюються на циркуляційній лінії над приймальним резервуаром насосів. Залежно від глибини і діаметру свердловини пристрої для очищення розчину розраховують на подачу 0,01—0,03 м3/с розчину різної в’язкості, властивостей і густини від 800 до 1500 кг/м3. Густину і властивості розчину змінюють у відповідності з властивостями бурильних порід. Зазвичай густина бурового розчину складає 1100-1300 кг/м3, пластична в’язкість 20-40 сПа, статичний опір зрушенню менше  8  Па.  Для  зміни властивостей  розчинів  в  їх  склад  

Рисунок 2.1 – Схема циркуляційної системи бурової установки: 1 – долото; 2 – бурильна колона;

3 – превентор; 4 – зливна воронка; 5 – вертлюг; 6 – гакоблок; 7 – буровий рукав; 8 – доливна ємкість; 9 – жолоб; 10 – стояк; 11 – вібросито; 12 – шламовий насос; 13 – гідроциклонна установка; 14 – глиномішалка; 15 – муловідділювач; 16 – фрезерно-струминний млин; 17 – дегазатор; 18 – блок хімреагентів; 19 – приймальний блок: 20 – розмішувач; 21 – лінія зливу від запобіжного клапана;

22 – блок підпірних насосів; 23 – пускова лінія; 24 – буровий насос; 25 - маніфольд

вводять різні хімічні реагенти.

Нагнітальна лінія складається з трубопроводів високого тиску, по яких розчин подається до стояка і гирла свердловини. Ця лінія обладнується запірною арматурою, запобіжним клапаном, контрольно-вимірювальною апарату-рою.

Для роботи в областях з холодним кліматом вона має бути обладнана пристроями для її обігріву і спорожнення.

Низьконапірна частина циркуляційної системи обладується пристроями для очищення розчину від вибуреної породи, піску, мулу і газу, пристроями змішувачів для відновлення і регулювання його властивостей і приготування нового розчину. Всі пристрої сполучають з резервуарами системою трубопроводів, обладнаною засувками, перекачуючими і підпірними відцентровими насосами.

2.4 Обладнання, інструмент і матеріали

для проведення роботи

2.4.1.Довідкові паспортні роздавальні матеріали і технічна документація на обладнання, що вивчається.

2.4.2.Натурні взірці – усі наявні бурові насоси, пристрої для приготування і очищення бурового розчину.

2.4.3.Набір інструменту для вимірювання лінійних розмірів (штангенциркуль, лінійка).

2.5 Порядок виконання роботи

2.5.1.Візуально визначити загальну кількість бурових насосів, які входять в комплект БУ.

2.5.2.За характерними конструктивними ознаками визначити тип бурових насосів, їх марку, завод, який випустив ці насоси, діаметри циліндрових втулок, частоту подвійних ходів, хід поршня.

2.5.3.Уважно оглянути буровий насос ззовні, визначити особливості його конструкції і взаєморозміщення всмоктуючих і нагнітаючих клапанів відносно осі циліндра, метод кріплення клапанних і циліндрових кришок, метод фіксації циліндрових втулок, метод піджимання ущільнень, і герметизуючих циліндрових втулок. Зафіксувати спостереження.

2.5.4.Оглянути швидкозношувані деталі гідравлічної частини бурових насосів, які знаходяться на буровій і зняті з експлуатації. Скласти їх перелік, а по кожній деталі вказати вид зносу і причину зняття з експлуатації. Виміряти діаметр нового штоку в його робочій частині.

2.5.5.Детально розглянути вібраційне сито. За результатами огляду скласти опис конструкції вібросита.

2.5.6.Оглянути натурний взірець одиничного конуса гідроциклона. Виміряти на досліджуваному взірці внутрі-шній діаметр Dк циліндричної частини корпусу. За величи-ною Dк віднести гідроциклон до однієї з груп (пісковід-ділювач Dк 150 мм; муловідділювач  Dк  100 мм).

2.6 Питання для самоконтролю

2.6.1.Які функції циркуляційної системи бурової установки?

2.6.2.Які основні параметри характеризують насосно-циркуляційний комплекс бурової установки?

2.6.3.Якими ознаками різняться конструктивні схеми бурових насосів?

2.6.4.Що означає термін “кратність роботи” бурового насоса ?

2.6.5.Які способи регулювання режиму роботи бурових насосів?

2.6.6.Які деталі і вузли бурових насосів піддаються прискореному спрацюванню і обмежують довговічність? Який вид спрацювання в них переважає?

2.6.7.Який склад обладнання для очищення проми-вальних рідин від твердої фази?

2.6.8.Якою повинна бути пропускна здатність пристроїв для очищення промивної рідини від твердої фази?

2.7 Рекомендовані джерела інформації

2.7.1.Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. М.: Недра, 1988.

2.7.2.Булатов А. И. и др. Справочник по промывке скважин. М.: Недра. 1984. 317с.

2.7.3.Верзилин О.И. Современные буровые насосы. М.: Машиностроение, 1971.

2.7.4.Головко В.Н. Оборудование для приготовления и очистки промывочных жидкостей. М.: Недра 1978.

2.7.5.Николич А.С. Поршневые буровые насосы. М.: Недра, 1973.

2.7.6.Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. М.: Недра. 1978. 230с.

2.7.7 Бурове і нафтогазопромислове обладнання.Атлас технологічних схем та конструкцій. Костриба І. В., Шоста-ківський І. І., Бурда М. Й., ВАТ "Укрнафта"


ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №
 3

ВИВЧЕННЯ КОНСТРУКЦІЙ ТА ЗЄДНАНЬ ТРУБ НАФТОВОГО СОРТАМЕНТУ

3.1 Мета роботи

3.1.1.Вивчення конструкцій труб нафтовою сортаменту.

3.1.2.Вивчення комплексу показників, що ними характеризуються нарізки і нарізні з’єднання труб нафтового сортаменту.

3.1.3.Ознайомлення із змістом і вимогами нормативної документації на нарізки і нарізні з’єднання труб нафтового сортаменту.

3.2 Тривалість і місце проведення заняття

3.2.1.Лабораторія кафедри.

3.2.2.Тривалість проведенняя заняття – 2 год.

3.3 Основні теоретичні відомості

Бурильна колона. Бурильна колона призначена для виконання наступних функцій:

.передачі обертання від ротора породоруйнівному інструменту;

.передачі нерухомому столу ротора реактивного крутного моменту, що виникає при бурінні свердловин вибійними двигунами;

.створення на долото осьового навантаження;

.підводу промивної рідини для очистки вибою свердловини від вибуреної породи, а також для приводу вибійних гідравлічних двигунів;

.підйому кернового матеріалу і спуску апаратури для досліджень в стовбурі свердловини;

.проробки і розширення стовбура свердловини, випробовування пластів, ліквідації аварій в свердловині.

Бурильна колона складається із ведучої труби, бурильних труб та обважених бурильних труб, які з’єднуються бурильними замками, муфтами і перевідниками. Ведуча труба з’єднується з вертлюгом і з допомогою затискачів взаємодіє з ротором бурової установки. Обважнені бурильні труби встановлюють в нижній частині колони, вони служать для створення осьового навантаження на долото. При бурінні в ускладнених умовах, крім обважнених труб, в нижній частині колони встановлюють калібратори, центратори, стабілізатори та інші пристрої, які попереджують викривлення свердловини. Між ведучою і обважненими трубами знаходяться бурильні труби, які складають більшу частину бурильної колони. Для скорочення операцій  згвинчування-розгвинчування, які викликають зношення різьбових з’єднань, бурильна колона ділиться на свічки, які складаються з декількох труб. Довжина свічки обмежується її поздовжньою стійкістю при осьовому стиску під дією власної ваги і висотою вишки.

Бурильні труби. Бурильна труба - це безшовний виріб кільцевого перерізу, одержаний прокатуванням. Між собою труби з’єднуються з допомогою бурильних замків, які складаються з ніпеля і муфти та приєднуються до кінців бурильної різьби з допомогою різьби або зварювання. Вільні кінці ніпеля і муфти бурильних замків оснащені крупною конічною різьбою, завдяки якій скорочується тривалість збірки і розбірки бурильної колони при спуско-підіймальних операціях. Для попереднього з’єднання коротких труб використовують з’єднувальні муфти. Особливість бурильних труб наявність висаджених кінців. Внаслідок висадження збільшується поперечний переріз кінцевих ділянок, що дозволяє послабити вплив різьби, що є джерелом концентрації напружень, на втомну міцність бурильної труби.

Бурильні труби виготовляють згідно з ГОСТ 631-75, в якому регламентовані їх сортамент, технічні вимоги, правила приймання, методи випробування і маркування їх. Згідно з ГОСТ 631-75, бурильні труби виготовляють чотирьох типів (рисунок 3.1).

Труби 3-го і 4-го типів мають підвищену міцність і герметичність, яку забезпечують внутрішні упорні торці, конічний стабілізуючий ущільнюючий поясок і гладенька ділянка труби за різьбою, які сприймають знакозмінні згинальні навантаження.

Для бурильних труб з висадженими кінцями виготовляють замки трьох типів (рискнок 3.2, а), що відрізняються гідравлічними і міцнісними характеристи-ками:

ЗН замок з нормальним прохідним отвором;

ЗШ замок з широким прохідним отвором;

ЗУ замок із збільшеним прохідним отвором.

Рисунок 3.1 - Типи бурильних труб:

а  з висадженими всередину кінцями і муфтами до них;

б  з висадженими назовні кінцями і муфтами до них;

в  з висадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясками;  г  з висадженими назовні кінцями і конічними стабілізуючими поясками

Найбільш поширені замки типу ЗШ. Замки ЗУ використовуються в бурильних трубах з висадженими назовні кінцями. Для бурильних труб 3-го і 4-го типів використовуються замки типу ЗШК, ЗУК (рисунок 3.2, б), що відрізняються від ЗШ і ЗУ конічною розточкою зі сторони різьби для з’єднання ніпеля і муфти з бурильною трубою. Замки кріплять на бурильних трубах гарячим методом (нагрівання до 400-450 оС) з натягом по різьбі і стабілізуючому пояску.

Рисунок 3.2 – Замки для бурильних труб:

1 – ніпель; 2 – муфта

З інших різновидів найбільш перспективні бурильні труби ТБПВ з привареними з’єднувальними кінцями (рисунок 3.3). На відміну від труб, що випускаються згідно з ГОСТ 631-75, замки з цими трубами з’єднуються не різзю, а з допомогою контактного зварювання. Труби з привареними кінцями мають більш сприятливу гідравлічну характеристику. Міцність зварного шва після нормалізації і обкатування роликами досягає міцності тіла труби.

Рисунок 3.3 – Бурильні труби з привареними з’єднувальними

кінцями з зовнішньою висадкою ТБПВ

Обважнені бурильні труби. Обважнені бурильні труби (ОБТ) це гарячекатані товстостінні труби кільцевого перерізу (рисунок 3.4). Відомі конструкції обважених бурильних труб квадратного перерізу, а також з поздовжніми або спіральними канавками на зовнішній поверхні.

Обважені бурильні труби по ТУ 14-3-164-73 виготовляють двох типів: гладкі по всій довжині (рисунок 3.4, а) і з конусною проточкою (рисунок 3.4, в), яка полегшує захват і утримування труби. Достатня товщина стінок дозволяє нарізати на кінцях труби крупну конічну різь на зразок з’єднувальної різьби бурильних замків. Наддолотні ОБТ на відміну від інших мають на двох кінцях внутрішню різьбу (рисунок 3.4, б, г).

Рисунок 3.4 – Обважнені бурильні труби:

а – проміжна; б – наддолотна; в – проміжна з проточкою;

г – наддолотна з проточкою

Різьові з’єднання труб. Труби, муфти, перевідники і інші елементи бурильної колони з’єднуються конічними різьбами, які у порівнянні з циліндричними володіють важливими для умов буріння перевагами. Натяг, що створюється при згвинчуванні конічної різьби, забезпечує надійну герметизацію елементів бурильної колони, що стикуються. На відміну від циліндричної різьби число обертів, необхідних для згвинчування і розгвинчування конічної різьби, не залежить від числа ниток, що перебувають в спряженні, і складає

де h  робоча висота профілю різьби;

А  діаметральний натяг згвинченого з’єднання;

К  конусність різьби;

Р  крок різьби.

З формули випливає, що число обертів, необхідне для згвинчування, зменшується при збільшенні кроку і конусності різьби. Тому бурильні замки і інші деталі, які часто згвинчуються і розгвинчуються, мають більш крупну конічну різьбу. При згвинчуванні ніпель бурильного замка входить в муфту на достатню глибину і завдяки цьому забезпечується самоцентрування підвішеної до талевого механізму бурильної свічки відносно колони труб, що утримується на столі ротора. Слід враховувати, що із збільшенням кроку і конусності зменшується число ниток, що пребувають в зачепленні. Збільшення глибини і кроку різьби підвищує її зносостійкість і опір зминанню, але призводить до небажаного зменшення площі перерізу під різьбою.

Конічна різьба в порівнянні з циліндричною того ж діаметра забезпечує більшу міцність з’єднання на розтяг завдяки більшій площі небезпечних перерізів, які співпадають з останніми нитками різьби. Для перенарізання конічної різьби достатньо відрізати 15-30 мм від торця різьби.

Конічні різьби мають різні профілі. В трубах нафтово-го сортаменту найбільш поширені конічні різьби трикутного профілю з кутом при вершині 60 градусів, спряженням по бокових сторонах профілю і зазорами по зовнішньому і вну-трішньому діаметрах різьби (рисунок 3.5, а). Поширюється область застосування конічних різьб з трапецеїдальним або упорним профілем, з спряженням по внутрішньому і зовнішньому діаметрах різьби і зазорами по одній з бокових сторін профілю (рисунок 3.5, б). В трапецеїдальній різьбі крупний крок Р сумісний з невеликою глибиною h1 різьби.

Рисунок 3.5 Різьба бурильних труб:

1 лінія, паралельна осі різьби; 2 лінія середнього діаметра різьби

Основні параметри профілю трубної різьби по ГОСТ 631-75 наведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 – Параметри профілю трубної різьби

Число ниток на довжині 25,4 мм

8

Крок різьби Р, мм

3,175

Глибина h1, мм

1,810

Робоча висота профілю, мм

1,734

Радіус заокруглень, мм:

вершин профілю, r

впадин профілю, r1

0,508

0,432

Зазор z, мм

0,076

Конусність К

1 : 16

Кут нахилу

Трубна різьба нарізається на кінцях бурильних труб, з’єднувальних муфтах і приєднувальних кінцях бурильних замків. На з’єднувальних кінцях муфти і ніпеля бурильних замків, обважених бурильних труб, на зовнішніх кінцях перевідників ведучої труби, а також в долотах і ловильному інструменті застосовується замкова різьба за ГОСТ 5286-75. Основні параметри профілю замкової різьби наведені в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 – Параметри профілю замкової різьби

Число ниток на довжині різьби 25,4 мм

5

4

4

Крок різьби Р, мм

5,08

6,35

6,35

Конусність різьби, К

1 : 4

1 : 4

1 : 6

Глибина h1, мм

2,993

3,742

3,755

Робоча висота профілю h, мм

2,626

3,283

3,293

Радіус заокруглень впадин r1,  мм

0,508

0,635

0,635

Висота зрізу вершин, мм

0,875

1,094

1,097

Кут нахилу

Згідно з вимогами ГОСТ 631-75, різьба труб і муфт повинна бути оцинкована або фосфатована. Для зменшення зношування замкових різьб і підвищення їх опору корозійній втомі застосовують змазки, з яких найбільш ефективні ГС-1 та Р-416.

Матеріал бурильних труб. За ГОСТ 631-75 бурильні труби і муфти виготовляють із сталей, які залежно від механічних властивостей поділяються за групами міцності.

Група міцності сталі

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

Тимчасовий опір , МПа, не менше

650

700

750

800

900

1000

1100

Границя текучості , МПа, не менше

380

500

550

650

750

900

1000

Сталі всіх груп міцності мають однакові пластичні властивості відносне видовження =10-12 % (сталь групи  Д − 12-16 %); відносне звуження після розриву 40 %; ударну в’язкість  400 кДж/м2.

Значення  і ан свідчать про те, що сталі всіх груп міцності мають однакові пластичні властивості.

Згідно з ГОСТ 631-75 обмежується вміст сірки і фосфору (не більше 0,045 % кожного), хімічний склад сталей, що використовуються для бурильних труб, в ньому не встановлюються. Для виготовлення трубних виробів використовують сталі марок 45, 36Г2С, 40Х, 40ХН, 40ХНМ 20ХГ2Б. Труби зі сталі групи міцності К і вищих легуються з наступною термообробкою (нормалізація, нормалізація з відпуском), а труби з вуглецевих сталей проходять гартува-ння і відпуск. Муфти для труб діаметром до 114 мм включно випускають із сталі, міцність якої на одну групу перевищує групу міцності труби. Труби діаметром більшим 114 мм і муфти до них виготовляють із сталей однієї групи міцності.

3.4 Обладнання, інструмент і матеріали

для проведення роботи

3.4.1.Натурні взірці нарізок і нарізних з’єднань труб нафтового сортаменту та труб для геологорозвідувального буріння (нарізні кінці труб, муфти, замки, перевідники).

3.4.2.Комплект інструменту для вимірювання лінійних і кутових розмірів.

3.4.3.Комплект чинної нормативної документації на труби нафтового сортаменту та їх нарізні з’єднання.

3.5 Порядок виконання роботи

3.5.1.Вибрати з-поміж наявних два зразки нарізних виробів (кінці труб, муфти, деталі замків, перевідники тощо), з яких один - із зовнішньою, другий - із внутрішньою нарізкою.

3.5.2.Уважно і детально оглянути вибрані зразки, зробити попередній висновок стосовно характеру виробу, на якому виконано нарізки, відмітити усі конструктивні елементи, що заслуговують на увагу. Переконатися у відсутності пошкоджень різі, які можуть перешкоджати її згвинчуванню, при виявленні таких замінити зразок.

3.5.3.При наявності на зразках нанесеної інформації (маркування) скопіювати її до робочого зошита.

3.5.4.Виміряти розміри зразка, скласти його ескіз у четвертному розрізі, при потребі виконати зображення профілю різі у збільшеному масштабі.

3.5.5.За розмірами різі на зразку, користуючись даними з рекомендованої літератури, визначити її типорозмір, записати умовне позначення за відповідним нормативним документом із посиланням на нього.

3.5.6.Порівняти фактично виміряні, подані на ескізі, і наведені у відповідному нормативному документі лінійні розміри різі. При виявленні розходжень, що перевищують точність вимірювального інструменту, встановити їх причину і пояснити походження.

3.5.7.Визначити призначення (належність) вивчених зразків за виміряними розмірами, конструктивним виконанням і нанесеною на них інформацією (при наявності). Записати в робочий зошит назву та умовне позначення зразка за відповідним нормативним документом із посиланням на нього. Розшифрувати нанесену на зразки  інформацію (при наявності).

3.6 Питання для самоконтролю

3.6.1.Назвіть складові елементи бурильної колони.

3.6.2.З якою метою на кінцях бурильних труб виконують висадки?

3.6.3.Завдяки яким своїм властивостям конічні різі здобули широке розповсюдження в з’єднаннях труб нафтового сортаменту?

3.6.4.В чому полягають переваги та недоліки конічних різей у порівнянні з різями інших типів?

3.6.5.Якими параметрами характеризуються різі, застосовувані в з’єднаннях труб нафтового сортаменту?

3.6.6.Яким чином впливає зміна конусності, кроку і висоти профілю різі на міцність різьових з’єднань труб нафтового сортаменту?

3.6.7.Як змінюється натяг різі в процесі експлуатації при багаторазових згвинчуваннях-розгвинчуваннях? Яких заходів вживають для збільшення довговічності різьових елементів трубних колон?

3.7 Рекомендовані джерела інформації

3.7.1.Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. - М.: Недра, 1988.

3.7.2.ГОСТ 631-75.Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним. Технические условия.

3.7.3.ГОСТ 5286-75, ТУ 26-02-53-75. Замки для буриль-ных труб.

3.7.4.ТУ 14-3-385-79. Трубы бурильные утяжеленные горячекатаные.

3.7.5.Трубы нефтяного сортамента. Справочник/ Под. ред.. А.Е. Сарояна. - М.: Недра, 1987.


ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №
 4

ВИВЧЕННЯ БУДОВИ І ХАРАКТЕРИСТИК ТАЛЕВОГО КАНАТА

4.1 Мета роботи

4.1.1.Вивчення конструкцій талевих канатів і конструкційних матеріалів, застосовуваних у їх виробництві.

4.1.2.Ознайомлення із комплексом характеристик, якими характеризується конструкція, технологія виготовлення та експлуатаційні властивості талевих канатів.

4.1.3.Ознайомлення із нормативною документацією, якою регламентуються вимоги до талевих канатів та їх умовні позначення.

4.2 Тривалість і місце проведення заняття

4.2.1.Лабораторія кафедри.

4.2.2.Тривалість проведенняя заняття – 2 год.

4.3 Основні теоретичні відомості

Для з’єднання бурової лебідки із кронблоком застосовуються сталеві дротяні канати, які називаються талевими. В процесі експлуатації талеві канати піддаються розтягу і численним перегинам на шківах кронблока, талевого блока і на барабані лебідки, внаслідок чого відбувається їх втомне руйнування. Зовнішні дротини канатів спрацьовуються при терті по жолобах шківів і ребордах барабана лебідки. Важкі умови роботи і недостатня довговічність спричиняють значне споживання самих канатів і суттєві витрати часу на їх заміну, що негативно впливає на техніко-економічні показники буріння. Міцність талевих канатів визначає безпеку бурової бригади.

За ГОСТ 16853-88 талеві канати для установок експлуатаційного і глибокого розвідувального буріння виготовляються в трьох виконаннях, що різняться матеріалом осердь:

1 із металевим осердям (МС);

2 із органічним трипасмовим осердям (ОС);

3 із пластмасовим стержневим осердям (ПС).

Рисунок 4.1 – Перерізи шестисталкових талевих канатів типу ЛК-РО конструкції 631 (1+6+6.6+12):

а – канат з металевим осердям конструкції 77=49;

б – канат з органічним трипасмовим осердям;

в – канат з пластмасовим стержневим осердям

Діаметр каната вимірюється як діаметр кола, описаного довкола його поперечного перерізу (рисунок 4.2).

 

   

Рисунок 4.2 - Вимірювання діаметра а і кроку сукання шестисталкового канату б

Крок сукання сталок каната вимірюється вздовж твірної (осі) як відстань між двома однойменними точками зовнішніх дротин, розташованих через кожні k+1 сталки, де k - число сталок в канаті.

Дротини для канатів виготовляють із високовуглецевої сталі з добавками 0,4-0,7 % марганцю і 0,3 % кремнію. В результаті термічної обробки і наклепу при протяжці, границя міцності дротини може бути збільшена до 2600 МПа. Сталки і металеві осердя талевих канатів виготовляються зі світлої (без захисного металевого покриття) дротини, границя міцності якої знаходиться в межах 1600-1800 МПа. Дротини з більшою міцністю мають понижену втомну міцність і тому для виготовлення талевих канатів не використовуються. Жорсткі вимоги ставляться до постійності механічних властивостей та геометричних розмірів вздовж дротини.

Довговічність сталевих канатів суттєво залежить від матеріалу і конструкції їх осердя, призначенням якого є запобігати зміщенню сталок і зминанню каната під дією осьових і радіальних навантажень. Канати з органічним осердям із рослинних волокон (коноплі, сизаль, манила, джгута) більш гнучкі. Канатам із пластмасовими і металевими осердями притаманна більша жорсткість при поперечних навантаженнях, завдяки чому менше деформується поперечний переріз при проходженні канатів через шківи і намотуванні на барабан лебідки. Пластмасові осердя з поліпропілену у вигляді суцільного круглого стержня вперше були використані в талевих канатах. Лабораторними і промисловими випробуваннями доведено, що роботоздатність талевих канатів із пластмасовим осердям на 20-30 % перевищує роботоздатність однотипних канатів з органічним осердям (з прядива конопель).

Для підвищення зносостійкості та захисту від корозії канат при виготовленні змащують спеціальними мастилами (технічний вазелін, бітум у співвідношенні з гудроном, поліамідні мастила та ін.). Мастила для талевих канатів разом з антикорозійними і антифрикційними властивостями повинні мати достатню адгезію і термостійкість. Дія значних відцентрових сил на канат, які виникають при його коловому русі із шківами і барабаном, виявляється у викиданні мастила з канатів, вона диктує підвищені вимоги до адгезійних властивостей мастил.

Технологічний процес виготовлення талевих канатів складається з трьох основних операцій:

- сукання багатошарових сталок закритого круглого перерізу з прямих або преформованих дротин;

- виготовлення осердя каната;

- сукання сталок і осердя в одношаровий шестисталко-вий канат тросової конструкції.

Шестисталковій конструкції притаманне раціональне співвідношення діаметрів сталок і осердя, при якому забезпечується вигідне поєднання міцності і гнучкості каната.

За способом сукання канати тросової конструкції поділяються на прості і такі, що не розкручуються (преформовані). Сталки простих канатів в готовому вигляді мають прямолінійну форму, вони виготовляються з прямих дротин. При такій технології виготовлення в дротинах зберігаються напруження, що виникли внаслідок їх пружної деформації в процесі сукання сталок і каната. Преформовані канати, які не розкручуються, сукаються з попередньо деформованих сталок, яким надано форми, що вони її мають в готовому канаті. Сталки таких канатів зсукані з дротин, попередньо деформованих відповідним чином. Ускладнена технологія виготовлення та вища вартість преформованих канатів компенсується покращеними експлуатаційними властивостями, більшою роботоздатністю.

Різне взаєморозташування дротин  в сталках зумовлює їх точковий (в канатах типу ТК) або лінійний (в канатах типу ЛК) контакт. Лінійний контакт досягається при однаковому напрямі і сталому кроці сукання дротин в суміжних шарах сталок. Канати типу ЛК більш довговічні завдяки дії менших контактних напружень. Випробуваннями доведено, що їх роботоздатність в 1,5-2 рази перевищує роботоздатність канатів типу ТК. За способом сукання розрізняють канати хрестової і односторонньої звивки. В канатах хрестової звивки дротини в сталці звиті в одну сторону, а сталки в канат - в протилежну. В канатах односторонньої (паралельної) звивки дротини і сталки звиті в одну сторону. Дротини зовнішнього шару сталок в канатах хрестового сукання розташовані паралельно, при односторонньому суканні - під кутом до осі каната.  

Канати одностороннього сукання внаслідок гнучкості і щільності розташування дротин по перерізу володіють підвищеною витривалістю і зносостійкістю. Але вони непридатні для бурових установок, оскільки викликають закручування вільно підвішеного талевого блока із-за великих звивних напружень в дротинах каната. В канатах хрестового сукання дротини деформуються в різних напрямах при звивці сталок і каната, тому звивне напруження виявляється незначним.

Канати мають правий або лівий напрям звивки. При правому напрямі сукання сталки розташовуються зліва вверх направо, а при лівому – зправа вверх наліво. Напрямок сукання вибирається залежно від положення каната відносно барабана і напряму укладки його витків на барабані.

При багатошаровому намотуванні напрям сукання вибирається з умови впорядкованої і щільної укладки першого шару, який сприяє нормальному намотуванню наступних шарів. З врахуванням вільної підвіски талевого блока і прийнятої схеми намотування каната на барабан лебідки талеві канати виготовляються правою хрестовою звивкою.

Сталеві канати характеризуються рядом геометричних, механічних, міцнісних і конструктивно-технологічних параметрів, основні з них приведено нижче.

До основних геометричних параметрів сталевих канатів відносять:

.зовнішній номінальний розрахунковий діаметр каната Dк (25, 28, 32, 35 і 38 мм);

.розрахунковий діаметр дротин, постійний по шарах сталки каната  або змінний від шару до шару, фактичний діаметр дротин по довжині однієї дротини і в різних дротин;

.діаметр сталки каната dс;

.сумарна площа S перерізу всіх дротин каната (для канатів виконання 1 – з площею перерізу дротин осердя включно);

.коефіцієнт конструктивної щільності Kщ.

До основних механічних та міцінісних параметрів сталевих канатів відносять:

.тимчасовий опір розриву дротин в канаті;

.фактичне розривне зусилля агрегатна міцність каната в цілому на розтяг Rа;

.сумарне розривне зусилля всіх дротин в канаті R;

.маса одного погонного метра змащеного каната.

До основних конструктивно-технологічних параметрів сталевих канатів відносять:

.число дротин в одній сталці і в кожному її шарі;

.число шарів сукання дротин в сталку;

.напрямок сукання дротин в сталку по її шарах;

.число сталок в канаті (для талевих канатiв завжди шість);

.напрямок сукання сталок в канат;

.матеріал центрального осердя і його конструкція.

Конструкція сталки каната визначається числом дротин в ній, їх розміщенням в шарах. Число дротин в сталцi умовно позначається сумою їх чисел в кожному шарі, наприклад: 1+6+12 або 1+9+9 (тип ЛК-О), 1+6+12+12 (тип ТЛК-О), при наявності в одному шарі дротин різного діаметра їх число подається у вигляді суми в дужках або через крапку, наприклад 1+6+(6+6)+12 або 1+6+6.6+12 (тип ЛК-Р). Конструкція каната позначається добутком числа сталок в канаті i числа дротин в кожній з них, добуток доповнюється інформацією про матеріал центрального осердя, наприклад: 6х19 + 1 о.с.; 6х19 + 1 м.с.; 6х31 + 1 м.с.

Умовне позначення талевих канатів за ГОСТ 16853-88 містить в собі:

.виконання каната;

.розрахунковий номінальний діаметр каната (в мм);

.марку каната, визначену маркою дроту, використа-ного для його виготовлення.

.напрям сукання сталок в канат;

.маркувальну групу - тимчасовий опір розриву дротин в МПа;

Наприклад, канат виконання 1, діаметром 32 мм, виготовлений із дротин марки 1 шляхом лівого хрестового сукання з тимчасовим опором розриву σв=1770 МПа позначається так: Канат МС-32-1-Л-1770 ГОСТ 16853-88.

4.4 Обладнання, інструмент і матеріали

для проведення роботи

4.4.1.Зразки талевих канатів різних діаметрів і конструкцій.

4.4.2.Штангенциркуль з межами вимірювання (0...150) (0...250) мм і точністю (0,05-0,1) мм, ГОСТ 166-89.

4.4.3.Мікрометр оптичний або гвинтовий з межами вимірювання (0...25) мм.

4.4.4.Лінійка металева вимірювальна 250 мм.

4.5 Порядок виконання роботи

4.5.1.Одержати взірець канату – об’єкт лабораторної роботи, уважно оглянути його.

4.5.2.Визначати матеріал осердя і його форму, встановити виконання каната, записати його умовне позначення.

4.5.3.Встановити число сталок, з яких зсукано талевий канат.

4.5.4.Порахувати число дротин nд (незалежно від їх діаметра), з яких зсукано одну зі сталок каната, в цілому в усій сталці і окремо в кожному шарі сукання.

4.5.5.Встановити однорідність або різнорідність дротин в шарах сукання сталки відповідно до постiйностi або змiнностi діаметра дротин.

4.5.6.Визначити напрямок сукання дротин в зовнішньому шарі сталки та напрямок сукання сталок у канат. Встановити тип сукання каната.

4.5.7.Визначити вид контакту дротин в суміжних шарах сталки (лінійний, точковий).

4.5.8.Виконати ескіз поперечного перерізу каната (в масштабі не менше, нiж 4:1), в перерізі однієї зі сталок показати перерізи кожної з дротин, або виконати окремий ескіз перерізу сталки. Записати умовне позначення конструкції сталки і каната в цілому.

4.5.9.Виміряти фактичний зовнішній діаметр каната Dкф (діаметр кола, описаного довкола поперечного перерізу каната). Користуючись його виміряною величиною за ГОСТ 16853-88 визначити найближчий стандартний діаметр каната Dк, враховуючи можливе спрацювання каната по зовнішньому діаметру та відхилення від номінального діаметра, що допускаються стандартом.

4.5.10.Виміряти зовнішній діаметр сталки каната dс.

4.5.11.Виміряти діаметри дротин в усіх шарах сталки каната і.

4.5.12.Використовуючи результати вимірювань геометричних параметрів, обчислити:

4.5.12.1.Площу теоретичного перерiзу каната – площу кола, описаного довкола його поперечного перерiзу:

.   (4.1)

4.5.12.2.Сумарну площу перерiзу усіх дротин, з яких зсукано сталки каната (для канатів виконання 1 враховуючи дротини осердя 77=49) в м2:

.   (4.2)

4.5.12.3.Теоретичну масу погонного метра каната в кг/м за наближеним виразом:

.   (4.3)

4.5.12.4.Коефіцієнт конструктивної щільності:

.   (4.4)

Класифiкувати досліджуваний канат за чисельним значенням коефіцієнта Кщ до однієї з трьох наступних груп: малої щільності при Кщ 0,45, середньої щільності при       0,45  Кщ  0,6 та високої щільності при Кщ > 0,6.

4.6 Питання для самоконтролю

4.6.1.З яких технологічних операцій складається процес виготовлення талевих канатів?

4.6.2.Якi конструкцiйнi матерiали використовуються для виготовлення талевих канатiв?

4.6.3.Якi конструкцiї мають сталевi канати, що використовуються в талевих системах бурових установок?

4.6.4.Яке практичне значення при експлуатації або виготовленні мають вiдомi Вам характеристики i параметри талевих канатів?

4.6.5.Якими конструктивними та технологічними засобами можна збільшити довговiчнiсть та працездатність талевих канатів?

4.7 Рекомендовані джерела інформації

4.7.1.ГОСТ 16853-88. Канаты стальные талевые для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения. Технические условия.

4.7.2.Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. М.: Hедра, 1988.

4.7.3.Букштейн М.А. Стальные канаты нефтегазодобы-вающей промышленности. М.: Hедра, 1969.


ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №
 5

ВИВЧЕННЯ ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ВИДОБУТКУ НАФТИ ШТАНГОВОЮ СВЕРДЛОВИННОЮ НАСОСНОЮ УСТАНОВКОЮ

5.1 Мета роботи

5.1.1.Ознайомлення із основними видами балансирних приводів штангового свердловинного насоса (ШСН), їx основними параметрами та умовами експлуатацій.

5.1.2.Вивчення призначення, конструкції та принципу дії комплектуючого обладнання верстата-гойдалки.

5.1.3.Ознайомлення з основними типами ШСН, їх класифікацією, основними параметрами та умовами застосування.

5.1.4.Вивчення особливостей конструкцій основних типів насосів (вставних і невставних), принципу дії та умов експлуатації. .

5.1.5.Визначення швидкозношуваних деталей та встановлення основних причин їх руйнування.

5.1.6.Вибір методів зміцнення деталей та способів захисту пари "плунжер-циліндр" від інтенсивного спрацювання з метою підвищення їх довговічності.

5.2 Тривалість і місце проведення заняття

5.2.1.Штангова свердловинна насосна установка, аудиторія 7108.

5.2.2.Тривалість роботи - 4 год.

5.3 Основні теоретичні відомості

Серед різноманітних способів видобування нафти механізований спосіб (за допомогою ШСНУ) є найпоширенішим. Кількість нафтових свердловин, що експлуатуються за допомогою ШСНУ, складає 80 % від діючих свердловин.

З точки зору економічних можливостей ШСНУ можуть забезпечити високий напір в обмеженому діапазоні подач від 5 до 50 м3/добу. В області подач від 1 до 40 м3/добу ШСНУ має більш високий ККД в порівнянні з іншими способами видобування нафти і при подачі, рівній 35 м3/добу, він може досягати максимального значення (37 %). Таким чином, ШСНУ добре пристосовані для роботи в умовах малого і середнього дебіту свердловин. Сучасними штанговими насосними установками можна видобувати нафту, як правило з одного або двох пластів свердловин глибиною до 3500 м з дебітом рідини до декілька сотень кубометрів за добу.

В нафтопромисловій практиці для видобування нафти ШСН найширше застосування мають механічні балансирні приводи – верстати-гойдалки. Верстат-гойдалка є індивідуальним балансирним механічним приводом ШСН.

До складу типового обладнання ШСНУ (рисунокі5.1) входить: верстат-гойдалка, що служить для перетворення обертового руху електродвигуна в зворотно-поступальний рух плунжера свердловинного насоса і для утримання колони насосних штанг та свердловинного насоса в підвішеному стані; обладнання гирла свердловини – для запобігання виходу продукції на поверхню та для направлення потоку рідини, що виходить з свердловини; колони насосних штанг, що є проміжною ланкою між верстатом-качалкою та свердловинним насосом; насосно-компресорні труби – для підйому по них продукції свердловини; свердловинний насос – для відкачування продукції свердловини та підняття її по насосно-компресорних трубах.

Верстати-гойдалки є одним з найголовніших механізмів, що входять в комплекс обладнання для видобування нафти ШСНУ.

Найбільш поширеними є балансирні верстати-гойдалки, що служать індивідуальним механічним приводом штангового свердловинного насоса. Балансирні верстати-гойдалки як вітчизняного, так і закордонного виробництва, мають однакову конструкцію, а відрізняються один від одного вантажопідйомністю, а отже і габаритними розмірами.

Типовий балансирний верстат-гойдалка (рисунокі5.2) складається з наступних основних вузлів: рами з підставкою під редуктор та поворотною рамою електродвигуна, стійки, балансира з головкою і балансирним вантажем (при балан-сирному і комбінованому зрівноваженні), опори балансира, траверси, двох шатунів, двох кривошипів з противагами (при комбінованому або кривошипному зрівноваженні), редуктора, гальмівного пристрою, клинопасової передачі з захисними кожухами, електродвигуна, огородження кривошипно-шатунного механізму.

Установка верстата-гойдалки монтується на фундаменті, який повинен бути монолітним (бетонним або залізобетонним) або складальним (залізобетонним або металевим).

Рисунок 5.2 – Балансирний верстат-гойдалка:

1 – головка балансира; 2 – опора балансира; 3 – балансир;

4 – балансирний вантаж; 5 – траверса; 6 – шатун;

7 – кривошип; 8 – електродвигун; 9 – рукоятка гальмівного пристрою; 10 - ходовий гвинт; 11 – поворотна рама електродвигуна; 12 – редуктор; 13 – підставка під редуктор;

14 – рама; 15 – кривошипний вантаж; 16 - стійка

У нафтопромисловій практиці для експлуатації нафтових свердловин найбільше застосовуються вставні і невставні ШСН, принципові схеми яких зображено на рисунку 5.3. Основними складовими вузлами і деталями насосів є: втулкові і безвтулкові циліндри, плунжери, клапанні вузли, замкові опори. Всі перелічені вище елементи мають по декілька конструктивних виконань залежно від умов їх застосування.


Таблиця 5.1 – Технічна характеристика верстата-гойдалки СК 3-1,2-630

Параметри

Значення

Номінальне навантаження на устьовий шток, кН

30

Максимальна довжина ходу устьового штока, м

1,2

Номінальний крутний момент на кривошипному валу редуктора, кН·м

6,3

Число ходів балансира, хв-1

5-15

Спосіб зрівноважування

комбінований

Габарити, мм

4125х1350х3245

Маса, кг

3787

Рисунок 5.3 – Свердловинні штангові насоси

В результаті дії змінних навантажень, корозійності і абразивності продукції свердловини, деталі ШСН піддаються інтенсивному руйнуванню (зношуванню, корозійному і абразивному руйнуванню, тощо). Для підвищення їх довговічності застосовують поверхневе та об’ємне зміцнення, покриття деталей стійкими металами, які забезпечують захист від зношування, корозії, корозійно-механічного руйнування та гідроабразивного спрацювання.

5.4 Обладнання, інструмент і матеріали

для проведення роботи

5.4.1.Лабораторний стенд на базі повнорозмірної установки штангового свердловинного насоса.

5.4.2.Натурні взірці основних вузлів і деталей верстата-гойдалки.

5.4.3.Плакати з принциповими схемами приводів та конструкціями їх вузлів.

5.5. Порядок виконання роботи

5.5.1.На повнорозмірній діючій установці ШСН вивчи-ти будову і призначення основних вузлів верстатів-гойдалок.

5.5.2.З шифру верстатів-гойдалок визначити їх основні параметри.

5.5.3.Вивчити конструкцію, виконати ескізи і скласти специфікацію наступних вузлів верстатів-гойдалок:

.клинопасової передачі;

.редуктора;

.головки шатуна;

.опори траверси;

.опори балансира;

.гальма;

.балансира.

5.5.4.Ознайомитись з паспортом вивчаючого свердловинного штангового насосу.

5.5.5.З паспортних відомостей визначити:

.тип насосу;

.виконання;

.умовний розмір;

.довжину переміщення плунжера;

.найбільшу довжину опускання насосу в свердловину.

5.5.6.Узгодити із викладачем об’єкт дослідження (вузол або деталь ШСН).

5.5.7.Оглянути вузол (деталь) та вивчити і описати його (її) конструкцію.

5.5.8.Описати функціональне призначення об’єкта дослідження, принцип його роботи та умови експлуатації.

5.5.9.Вивчивши конструкцію вузла ШСН скласти експлікацію та вказати з яких, на Ваш погляд, конструкційних матеріалів виготовлені його деталі.

5.5.10.За результатами огляду та проведення необхідних вимірювань виконати ескіз вузла або деталі.

5.5.11.Перелічити швидкозношувані деталі та описати причини їх руйнування.

5.5.12.Проаналізувавши результати технічного огляду, а при необхідності і результати вимірів, встановити ступінь спрацювання деталей та можливість їх подальшої експлуатації.

5.5.13.Підібрати ефективні методи зміцнення деталей згідно п. 5.5.12 насоса з метою підвищення їх довговічності.

5.6 Питання для самоконтролю

5.6.1.Яке функціональне призначення приводу ШСН?

5.6.2.З яких основних вузлів складається привод ШСН?

5.6.3.Перелічіть основні параметри верстата-гойдалки.

5.6.4.Перелічіть вузли i деталі приводу, які піддаються найбільшому спрацюванню.

5.6.5.Які методи i способи застосовуються для підвищення довговічності швидкозношуваних деталей верстата-гойдалки?

5.6.6.Як класифікуються ШСН за функціональним призначенням?

5.6.7.Перелічіть основні деталі вставного ШСН.

5.6.8.Які конструктивні виконання мають плунжери ШСН?

5.6.9.Обгрунтуйте переваги і недоліки втулкових і безвтулкових циліндрів ШСН.

5.6.10.Перелічіть деталі ШСН, які піддаються найбільшому спрацюванню.

5.6.11.Які методи застосовуються для підвищення довговічності швидкозношуваних деталей ШСН?

5.7 Рекомендовані джерела інформації

5.7.1.Аливерднзале К.С. Приводы штангового глубинного насоса. - М.:Недра, 1973.

5.7.2.Беззубов А.В., Щелкалин Ю.В. Насосы для добычи нефти. - М-Недра,1986.

5.7.3.Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти н газа. - М.: Недра, 1584.

5.7.4.Нефтепромысловое оборудование. Справочник / Под ред. Е.И.Бухаленко. - М.: Недра, 1990.

5.7.5 Бурове і нафтогазопромислове обладнання.Атлас технологічних схем та конструкцій. Костриба І. В., Шоста-ківський І. І., Бурда М. Й., ВАТ "Укрнафта"


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

67216. Ощущения и восприятие 79.04 KB
  Ощущения и восприятие. Ощущения считаются самыми простыми из всех психических явлений. Способность к ощущениям имеется у всех живых существ обладающих нервной системой. Качество это основная особенность данного ощущения отличающая его от других видов ощущений и варьирующая в пределах данного вида ощущения.
67217. Внимание и память 48.64 KB
  Особенности внимания как психического процесса и состояния человека. Определение внимания. Факторы определяющие избирательность и направленность внимания. Функции внимания.
67218. Мышление и интеллект 50.55 KB
  Мышление как процесс активного познания и преобразования действительности. Допонятийное и понятийное мышление. Определение понятий. Основные процессы мышления: суждение, умозаключение. Индукция и дедукция. Особенности творческого мышления. Мышление и интеллект.
67220. Темперамент и характер 97.24 KB
  Под темпераментом следует понимать индивидуально своеобразные свойства психики определяющие динамику психической деятельности человека которые одинаково проявляются в разнообразной деятельности независимо от ее содержания и в своей взаимной связи характеризуют тип темперамента.
67221. Эмоции и чувства 88.62 KB
  В отличие от познавательных процессов, в которых действительность отражается в виде ощущений, восприятий, понятий, мнений, в эмоциях и чувствах объективная реальность отражается в форме переживаний, в ее соответствии или несоответствии потребностям и интересам человека.
67224. ТЕРМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА СТАЛИ 86 KB
  В углеродистой стали в зависимости от температуры нагрева и скорости охлаждения возможны следующие основные 4 вида превращений. Для FeC сплавов в зависимости от назначения дорекристализационный и рекристализационный отжиг и отжиг для снижения внутренних остаточных напряжений.