Контрольная работа по дисциплине: Нефтегазопромысловое оборудование

     Скважинная камера К (рис. 27 а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных овальных труб, и двух наконечников У 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 80><350.

     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 в кармане. Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.

Инструмент для канатных работ в газлифтной скважине

     Канатный  инструмент - это набор инструментов и принадлежностей для различных операций, проводимых непосредственно в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате. Все эти инструменты можно разделить на следующие категории:

• стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (механический и гидравлический яссы, грузоштанги, шарниры, замки);
• инструмент для установки и извлечения клапанов всех видов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);
• инструменты специального назначения (оправка, скребок, печать, ловильный инструмент, инструмент для открытия – закрытия циркуляционного клапана, желонка для песка и др.).

       Стандартный набор канатных инструментов включает замок для проволоки, грузовые штанги, шарнир, гидравлический и механический яссы.

       Замок для проволоки ЗП предназначен для соединения проволоки с инструментами, спускаемыми в скважину. Он состоит из корпуса 1, внутри которого размещен ролик 4, соединенный с пропущенной через отверстие в верхнем конце корпуса проволокой. Между роликом и торцом внутренней расточки корпуса помещена пружина 2 для смятения ударов и предохранения проволоки от обрыва при резком ее натяжении (например, при восходящем действии механического ясса). Опорой для нижнего конца пружины служит шайба 3.

     Для соединения проволоки с замком свободный ее конец пропускают последовательно через отверстие в верхнем конце корпуса, пружину, шайбу и наматывают на ролик два витка, а на стержень проволоки - 12 витков. Затем, вытаскивая проволоку из корпуса, помещают ролик у пружину с шайбой в корпус.

     Грузовая  штанга обеспечивает необходимый вес  для преодоления трения и вязкости скважинной жидкости при спуске инструмента  и проволоки, а также необходимый  вес во время ударных операций с помощью яссов. В зависимости  от требуемого веса инструмента, подвешиваемого на проволоке, в комплекте предусмотрены штанги разной длины.

      Шарнирное соединение (рис. 29) предназначено для углового смещения колонны спускаемых инструментов и состоит из головки муфты 2, закатанной в сферическом гнезде головки 1. Для соединения с инструментом оно снабжено соответствующей резьбой.

       Шарнирное соединение обычно устанавливают между яссом и инструментом. Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые запускаются в действие натяжением проволоки (каната). Их применяют вместе с грузовыми штангами, которые всегда устанавливают непосредственно над яссами. Яссы предназначены для создания динамических ударов.

     Достоинства газлифтного метода:

• простота конструкции (в скважине нет насосов);
• расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);
• возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.Недостатки газлифтного метода:
• большие капитальные затраты;
• низкий КПД;
• повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
• быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

     В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

Список литературы 

1. Молчанов  А. Г., Чичеров В. Л., Нефтепромысловые машины и механизмы, М., «Недра», 1983.
2. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г., Машины и оборудование для добычи нефти и газа М., «Недра», 1984.
3. «Нефтегазопромысловое оборудование». Под общей редакцией В. Н. Ивановского, 2006.