Инструмент

Расчет мощности компрессора для бурения скважин. Эрлифт (аэролифт) для скважины…

Расчет производительности насосов для бурения под каждую обсадную колонну

Исходя из вычисленных значений производительности выбираем нужное количество насосов, поперечник втулок и количество двойных ходов:

Кондуктор Ø 324 Q = 59 л/с (2 насоса, DWT = 160мм, 65 х/мин)

Пром. колонна Ø 245 Q = 36 л/с (2 насоса, DWT = 130мм, 65 х/мин)

Экс. колонна Ø 140 Q = 12 л/с (1насос, DWT = 130мм, 50 х/мин)

2.4.6 Расчет количества и свойства промывочной жидкости для бурения под каждую обсадную колонну

При бурении вращательным методом в скважине повсевременно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления товаров разрушения (шлама). В текущее время она воспринимается, как один из основных причин обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято именовать. буровым веществом либо промывочной жидкостью.

Буровой раствор не считая удаления шлама должен делать другие, в одинаковой мере принципиальные функции, направленные на действенное, экономное, и неопасное выполнение и окончание процесса бурения. По этой причине, состав буровых смесей и оценка его параметров становился темой огромного объема научно-практических исследовательских работ и анализа.

В текущее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, как следствие, и повышение угрозы появления при всем этом разных осложнений. Не считая того, повсевременно ужесточаются требования более полной и действенной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор обязан иметь состав и характеристики, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из вероятных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские характеристики продуктивных горизонтов.

Выбор типа бурового раствора по сей день не имеет формализованных правил и потому делается на основании анализа практики бурения и опыта инженеров по буровым растворам.

База выбора допустимых типов буровых смесей – соответствие их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Процедура выбора типа бурового раствора состоит из последующих операций: получение от геологической службы инфы о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых смесей, которые могут быть применены при разбуривании пород данного класса; определение хорошей последовательности внедрения буровых смесей.

Разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых смесей, при этом на каждом интервале ими могут быть только смеси, применимые на всех вышележащих интервалах в границах не обсаженной части скважины. Потом рассчитывают цена 1 м 3 каждого раствора, допустимого на данном интервале.

На последующем шаге определяют объемы смесей, нужные для бурения каждого интервала. На завершающем шаге рассчитывают количество материалов и хим реагентов, нужных для реализации избранной последовательности буровых смесей с учетом издержек материалов на поддержание параметров раствора.

В итоге по всем интервалам бурения должна быть получена последующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его нужный объем и цена, расход материалов на поддержание параметров бурового раствора, степень его чистки.

Определяем количество бентонитовой глины и воды для изготовления 1м 3 раствора по формуле[4]:

где, rг – плотность глины, т/м 3 (rг = 2¸2,7 т/м 3 )

Gг= = 0,455 т/м 3

Количество глины, надобной для изготовления 1м 3 раствора с учетом влажности глины, определяем по формуле[4]:

где, n – влажность глины, толики единицы. Для практи ческих расчетов принимают n=0.05-0.1

Gг= = 0,505 т/м 3

Объем количества бурового раствора для бурения под каждую колонну определяем по формуле[4]:

Кондуктор Ø 324мм Vбр1 = 1020 0,12 = 124м³

Пром. колнна Ø 245мм Vбр2 =(1020 0.08) 1430 0,07 = 180м³

Экс. колонна Ø 140мм Vбр3 = (2450 0,045) 575 0,03= 128м³

Хим обработку глинистого раствора создают для понижения водоотдачи и уменьшения толщины глинистой корки, получения малого значения статистического напряжения сдвига, снижения вязкости, наилучшего закрепления неуравновешенных пород.

Хим обработка глинистого раствора обеспечивает получение смесей определенных свойств согласно геолого техническому наряду. Для обработки смесей используются последующие хим реагенты: каустическая сода, кальцинированная сода, углещелочной реагент (УЩР), тоощелочной реагент (ТЩР), жидкое стекло, нефть, костный и кератиновый клей и др. Для утяжеления глинистых смесей используют тонкомолотые минералы: гематит, магнетит, барит.

Информация о работе «Проектирование строительства эксплуатационной скважины 1 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края»

Раздел: Геология Количество символов с пробелами: 117445 Количество таблиц: 16 Количество изображений: 2

Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Буровой насос (компрессор), обеспечивая принудительную цирку­ляцию промывочной жидкости (воздуха) по скважине, развивает дав­ление, вызванное силами сопротивления течению жидкости (воздуха). Потому обоснованный выбор насоса (компрессора) нужно про­изводить по данным расчета гидросопротивлений (давлений воздуха) в скважине.

Расчет следует делать в единицах измерения СИ, исключени­ем является единица количества вещества (кмоль) и окончательные значения давления, расхода и мощности, служащие для выбора насоса (компрессора). В расчете, обычно, делают ряд допущений: не учи­тывают воздействие вращения труб (утрата давления жидкости с учетом вращения может отличаться в ту либо иную сторону на 10 % от утраты без учета вращения), размещение труб в скважине принимают кон­центричным (при эксцентричном расположении труб утрата давления жидкости в 1,2—1,6 раз меньше), третируют потерей давления во поглощающей полосы насоса (компрессора), процесс движения воздуха по скважине принимают изотермным (учет переменной температуры потока для выбора компрессора не существенен, потому что числовые значения температуры в кельвинах, входящие в расчет, значительны, а ее конфигурации по скважине сравнимо малы) и др. Принятые с раз­ными знаками, допущения должны взаимно уравновешивать друг дружку, приводя к ответу, близкому к фактическому.

До расчета промывки (продувки) магистраль разбивают на отдель­ные участки движения, отличающиеся друг от друга поперечными размерами (рис. 5.9), и устанавливают геометрические характеристи­ки потоков: длины, поперечникы и площади сечений.

///—предохранительный клапан; IV— емкость (зумпф); К—фильтр с оборотным клапаном; б— воздушного потока в нисходящей скважине при прямой продувке; VI — компрессор; VII — ре­сивер компрессора; К///—влагоотделитель; IX— расходомер; Л’—- указатель температуры; XI — герметизатор устья скважины; XII— шламоотводящая труба; XIII — шламоуловитель.

Ри1 — лишнее давление при входе на участки движения: /= 1 — меж обсадной и бурильной колоннами; /= 2 — меж бурильной колонной и стенами скважины; /=3 —между колонковой трубой и стенами скважины; / = 4 —в породоразрушающем инструменте; /= 5 — меж керном и колонковой трубой; / = 6 —в колонне бурильных труб; 1=1 — в подводящей полосы

Ь = 1С, ^2 = Ьс — Ьок — 1КТ; = Ь5 = /кЬ6=ЬС — /кт, /,7 = /п

(при промывке обычно /п = 15—20 м, при продувке /п = 20 — ь 100 м), где Ьс — длина ствола скважины, м; 1о к — длина обсадной колонны, м;

/к т —длина колонковой трубы, м; /„ — длина подводящей полосы, м.

где Д и (I,- поперечник скважины и керна на конечной глубине соот­ветственно, м; ДПри и й? при — наружный и внутренний поперечникы поро­доразрушающего инструмента (ПРИ), м; 8 — приращение поперечников скважины и керна, м.

Приблизительные значения приращения поперечников скважины и керна (8, мм) зависят от категории пород по буримости при механи­ческом вращательном бурении: XII— 0— 1; XI — 1—2; X — 2—3; IX— 3-5; VIII— 4—10; VII—VI— 10—30.

Нужно учесть, что поперечник скважины может не только лишь возрастать по (5.99) за счет вибрации инструмента, выкрашивания частиц породы, размыва и т. д., да и уменьшаться при образовании глинистой корки на стенах скважины. Линейная утрата давления значительно находится в зависимости от поперечника скважины:

а) для круглых в поперечном сечении потоков (/ = 6,7):

— в гладкой части магистрали (т. е. не снаружи и не снутри со­единительных частей — ниппелей, муфт, бурильных замков)

где / — площадь поперечного сечения потока, м2; й — поперечник потока (внутренний поперечник нагнетательного шланга, бурильной трубы), м. Эквивалентные поперечникы с1.л1 принимают по уравнению (5.56):

— снутри соединительных частей бурильной колонны (1 = 6)

где / — площадь поперечного сечения потока, м2; (I — поперечник по­тока (малое значение внутреннего поперечника соединительного элемента), м;

б) для кольцевых в поперечном сечении потоков (/=1 — 3,5):

где I) —больший поперечник потока (внутренний поперечник обсадной тру­бы, поперечник скважины, внутренний поперечник колонковой трубы), м;

d — наименьший поперечник потока (наружный поперечник бурильной трубы, колонковой трубы, поперечник керна), м.

Эквивалентные поперечникы d3i рассчитывают по формуле (5.57):

— снаружи и снутри соединительных частей

где D — внутренний поперечник обсадной трубы и поперечник скважины, м; d — наружный поперечник соединительного элемента, м.

Рекомендуемая последовательность расчета прямой промывки нис­ходящей скважины колонкового бурения (рис. 5.9, а).

Коэффициент силы лобового сопротивления.

Для ньютоновской жидкости (НЖ, т0 = 0) — по (5.48), для бинга — мовской жидкости (БЖ, т0 0) при выполнении (5.49) по (5.48), если справедливо неравенство (5.50), то Слс не существует, скорость вита­ния ик = 0, и следует перейти к расчету большого расхода исходя из условия чистки забоя скважины и остывания породоразрушающего инструмента — 02.

Средняя скорость восходящего потока в кольцевом простран­

где А»,— опытнейший коэффициент, = 0,1—0,3; о, cos 0 — вертикальная составляющая скорости жидкости, м/с.

Теоретическое значение большого расхода промывочной жид­кости:

— из условия чистки забоя и остывания ПРИ:

где q — рекомендуемое опытнейшее значение удельного расхода,

q=(6 н — 9) 10_3, м2/с. Ответ для удобства выбора насоса перевести

Массовый расход промывочной жидкости (5.58).

Массовый расход шлама (5.81) — (5.82) на всех участках движения. Для участков / = 4—7 Мш, = 0.

Средняя скорость движения жидкости в гладкой части магист — ‘рали на участках /=1—3; 5—7:

Режим течения жидкости (5.54) на участках /=1—3; 5—7. Необходимо подразумевать, что ламинарный режим течения при про­мывке практически не наблюдается.

Коэффициент линейных сопротивлений (5.71) — (5.73) на участ­ках /=1—3; 5—7.

Линейная утрата давления на всех участках движения:

Степень конфигурации площади поперечного сечения участков /=1,2,6:

Прокачка артезианской скважины. Прокачка скважины после бурения: как правильно раскачать старую, сколько до чистой воды

Бурение скважины – довольно трудозатратный и финансово накладный процесс. Чтоб обеспечить дом либо дачный участок водой, придется поначалу потрудиться.

Но все труды пойдут насмарку, если источник будет давать мутную и запятнанную жидкость.

Что такое раскачка и зачем она нужна

Прокачка скважины – это деяния, связанные с длительным выкачиванием грязной жидкости с примесью ила из ствола обсадной трубы.

В процессе работ по бурению нарушается верхний и внутренний слои грунта. В разных пластах встречаются водоносные жилы. Это могут быть верховодки либо дождевая вода. Источник равномерно заполняется мутной жидкостью, содержащей суглинок, песок и другие отложения.

Извлечь грязюка и другое содержимое можно, только подняв по стволу шахты наверх. Прокачка в этом случае несет очищающую цель.

Необходимость раскачки артезианской скважины обоснована потребностью конкретно в питьевой и незапятанной воде. Если начать воспользоваться свежепробуренной либо длительно стоявшей без дела шахтой, могут появиться противные последствия. Первую воду нельзя использовать.

Жидкость под землей повсевременно движется, неся внутри себя разные составляющие, такие как:

При бурении происходит разламывание пласта, в каком появляется полость, конкретно в нее устремляется вода с грязюкой. Фильтр вокруг обсадной трубы и в самом стволе не может вполне совладать с неувязкой чистки.

Оборудование

Основными инструментами числятся глубинный погружной агрегат и насосная станция. Верный выбор устройства находится в зависимости от нескольких причин:

  • Материал производства трубы, применяемой в качестве обсадной. Ранее ствол шахты был только железным. На данный момент на замену пришел целофан, потому трубы стали делать из пластика либо полипропиленовых составляющих. Выгода внедрения такового материала явна. Во-1-х, легкость и крепкость изделия. Во-2-х, относительная дешевизна по сопоставлению с металлом. В-3-х – долговечность.
  • Глубина пробуренной шахты. Чем посильнее оборудование, тем длиннее расстояние, на которое устройство сумеет поднять жидкость. При выборе инструмента предстоит выяснить, какая глубина шахты и примерный столб воды в ней.
  • Состав жидкости. По окончании последних шагов по бурению и закладке обсадной необходимо удостовериться в наличии в ней воды. Естественно, жидкость будет мутная и с примесью. Это станет видно, как последние метры пройдены и бур подымется на поверхность. Принципиально выяснить, как загрязнена и какой процент мутности, это поможет предупредить поломку оборудования для выкачивания.

Как самостоятельно изготовить эрлифт

При желании таковой насос для септика, скважины либо колодца, как эрлифт, можно сделать и своими руками, не прибегая к услугам посторониих профессионалов. Если вы желаете сделать эрлифт своими руками, имейте в виду, что такая процедура востребует проведения подготовительных расчетов. К рассчитываемым характеристикам, а именно, относятся:

  • глубина, на которую в скважину нужно опустить смеситель, – H;
  • поперечникы труб, применяемых для подачи в скважину воздуха и откачки из нее жидкости.

Таковой параметр, как высота, на которую будет осуществляться подъем жидкости (h), не рассчитывается, потому что он впрямую находится в зависимости от глубины бурения скважины.

расчет, мощность, компрессор, бурение

Для расчета глубины погружения смесителя во внутреннюю часть эрлифта употребляют последующую формулу:

H = kh. где k – это коэффициент погружения смесителя эрлифта под динамический уровень.

Чтоб лучше осознать, как сделать эрлифт для скважины своими руками, можно разглядеть пример производства такового устройства для оснащения за ранее пробуренной скважины, вода в какой находится на глубине 20 метров. Итак, самостоятельное изготовка аэролифта в этом случае осуществляется последующим образом.

  • Для подачи воды из скважины берут трубу длиной 22 метра, поперечник которой составляет дюйм с четвертью. Такую трубу опускают на требуемую глубину, при всем этом ее высшая часть остается над поверхностью земли.
  • Приблизительно на расстоянии 0,5 метра от поверхности земли в трубе делают отверстие, в которое монтируют тройник с внутренней резьбой. В нижний отвод такового тройника вкручивают маленькую трубу, по которой из скважины будет подаваться жидкость.
  • В верхний отвод тройника также вкручивают трубу, длина которой должна составлять приблизительно 1 метр. Через эту трубу на глубину 20 метров в скважину опускают шланг, по которому будет подаваться сжатый воздух. Поперечник внутреннего отверстия шланга, опускаемого в скважину, должен составлять приблизительно 10 мм.
  • Свободный конец шланга подсоединяют к выходному штуцеру двухцилиндрового компрессора.

Схема самодельного воздушного подъемника жидкости (эрлифта)

После того как вышеперечисленная конструкция стопроцентно собрана, довольно включить компрессор, чтоб в скважину начал поступать сжатый воздух и подымать жидкость с водоносного слоя.

По схожему принципу можно сделать и компрессор для септика своими руками, который, нагнетая сжатый воздух в нижнюю часть подающей трубы, будет откачивать из септика сточные воды вкупе с мокроватым осадком и илом. Естественно, что сделать таковой насос для септика без расчета всех характеристик создаваемой конструкции нереально.

Эрлифт в септике представляет собой длинноватую пластиковую трубу, в которую опущен шланг подачи воздуха

Объемные компрессоры

Компания в Интех ГмбХ / LLC Intech GmbH на рынке инжиниринговых услуг с 1997 года, официальный дистрибьютор разных производителей промышленного оборудования, предлагает Вашему вниманию большие компрессоры.

Компрессор – это машина, которая увеличивает давление газа и потом поставляет его для использования в разных областях внедрения, включая те, которые связаны со сгоранием, пневматикой, остыванием и процессами транспортировки газа. Основное предназначение компрессора повысить давление газа до такового значения, когда станет вероятным его внедрение в технологическом процессе.

Большой компрессор сжимает рабочую среду в рабочих камерах, объём которых при сжатии то возрастает, то миниатюризируется, при всем этом также происходит изменение давления. Давление изменяется за счет повторяющегося конфигурации объема камер при работе компрессора, при уменьшении объема давление увеличивается. Большие компрессоры работают с неизменной производительностью и зависимо от конструкционных форм рабочих частей и тому как изменяется объем рабочих камер они могут быть роторными и поршневыми.

Масло, впрыскиваемое под давлением, образуют масляную пленку в процессе работы компрессора и служит смазывающим веществом, также участвует в процессе остывания. Но во время запуска и останова компрессора масло не успевает распределяться и вероятен контакт пластинок и статора, который в конечном итоге ведет к износу. Также на износ пластинок могут воздействовать любые твердые частички.

В компрессорах, где большая производительность и давление превосходит 5 бар замене подлежит рабочий блок в сборе. Статоры не восстановимы (их шлифовка не вероятна). Замена только пластинок без статора не делается. Срок работы компрессора определяют качество воздуха и режим эксплуатации. При неравномерной работе ресурс рабочего блока приблизительно 25000 часов. Но, чем подольше агрегат находится в работе, тем больше его срок службы из-за равномерности рассредотачивания смазки по рабочим частям.

К большим компрессорам относят компрессоры последующих типов:

В больших компрессорах давление возрастает методом удержания определенного количества газа и преобразование его в наименьший объем. Более всераспространенными типами больших компрессоров являются поршневые и винтообразные компрессоры.

Магистральные газопроводы, нефтехимические установки, нефтеперерабатывающие фабрики и другие промышленные предприятия и сферы внедрения зависят от этого типа оборудования. Благодаря многим факторам включая, но не ограничиваясь, качеством начальных конструкций, адекватностью процесса технического обслуживания и эксплуатационных черт промышленные предприятия могут получить существенно варьирующиеся издержки по продолжению срока службы и надежность от их собственных установок.

Разные компрессоры можно отыскать практически в каждой промышленной сфере внедрения. Большие компрессоры могут перекачивать последующие газы:

Поршневые компрессоры обычно употребляются там, где требуется высочайшая степень сжатия на ступень (степень нагнетания к давлению всасывания) без высочайшей производительности и технологическая среда относительно сухая.

Роторные компрессоры имеют несложное конструктивное устройство, маленький вес, отличаются по форме ротора и используются в почти всех областях индустрии.

Принцип деяния больших компрессоров и конструктивное устройство

Большой компрессоры имеют похожий механизм работы и имеют похожий механизм утрат. Но относительная величина разных утрат может различаться от типа к типу. Так, к примеру, утрата в итоге утечки будет маленький в масляном промышленном компрессоре с надежными поршневыми кольцами, но может быть значимой в сухом винтообразном компрессоре, если он работает на низкой скорости, а давление возрастает.

Все типы компрессоров имеют камеру сжатия, в какой находится газ при давлении нагнетания в конце процесса нагнетания. Для неких конструктивных типов этот объем может быть маленьким и значимым для других конструкций. Некие типы компрессоров, как к примеру поршневые компрессоры могут иметь огромное место сжатия, но при всем этом газ ворачивается к давлению всасывания в цилиндре. В винтообразном компрессоре газ расширяется до давления всасывания в пространстве сжатия.

Некие типы компрессоров, которые употребляют зафиксированные отверстия для нагнетания, рассчитаны для работы с определенным значением объема.

Разглядим принцип деяния и конструктивное устройство больших компрессоров более тщательно на примере поршневого и винтообразного компрессора.

Компрессоры роторного типа, малогабаритны, требуют маленького технического обслуживания при их эксплуатации. Роторные компрессоры это компрессоры с высоконапорным корпусом. Всасывание в этих компрессорах происходит впрямую в камере сжатия. Газ, сжимаемый в камере нагнетается в компрессорный корпус. Стоит отметить, что при прохладном пуске компрессорам с высоконапорным кожухом требуется больше времени для того, чтоб достигнуть их обычного рабочего давления в компрессорном корпусе. Это вызвано отчасти огромным объемом кожуха компрессора.

Роторные винтообразные компрессоры – это компрессоры большого типа, которые употребляют роторы винтообразной формы для сжатия газа. Основными компонентами являются входное и выходное отверстие и основной и вспомогательный ротор. Когда шлицы винтообразного ротора проходят мимо входного отверстия газа, газ поступает на шлицы. Газ удерживается там, образуя газовый кармашек по всей длине шлица. После того как основной и вспомогательный роторы приходят в зацепление, объем газового кармашка миниатюризируется и происходит сжатие удерживаемого там газа. По достижению шлицем нагнетания газ выпускается.

Главные два типа винтообразных компрессоров – это компрессоры с маслозаполнением и компрессоры сухого типа. Более всераспространены винтообразные компрессоры с маслозаполнением, где масло и газ поступают совместно в компрессор. Масло делает функцию уплотнения для крутящихся роторов, в то время как у компрессоров сухого типа есть распределительная шестерня, которая регулирует движение роторов. Но масло должно быть удалено из сжимаемой среды до того как она покинет компрессор и для этого употребляют масляные фильтры. Это та, часть компрессора, которая просит постоянного технического обслуживания и замены.

Компрессоры поршневого типа – это большой компрессор, который употребляет движение поршня снутри цилиндра для движения газа с 1-го уровня давления на другой более высочайший уровень давления. Цилиндры компрессора, именуемые еще ступенями, которых может быть от одной до 6 и поболее являются ограничителями для технологического газа во время сжатия. Для получения более высочайшего давления газа употребляют больше ступеней. Конструкция может быть обычного либо двойного деяния. В компрессорах с двойным действием сжатие происходит с обоих сторон поршня. Некие цилиндры с двойным действием в высоконапорных применениях имеют стержень поршня с обоих сторон поршня для обеспечения равномерности и равновесных нагрузок. Конструкции с тандемными цилиндрами помогают минимизировать динамические нагрузки методом расположения цилиндров в парах, подсоединенных к общему коленвалу, так что движения поршней обратны друг дружке. Износ дорогих частей мал. Компрессоры с одним цилиндром классифицируются или как вертикальные либо горизонтальные.

Определение производительности и мощности компрессора

Найти производительность и эффективную мощность вертикального трехступенчатого компрессора 2СГ-50, завода «Борец» и мощность электродвигателя для привода компрессора.

Поперечник цилиндра низкого давления двойного деяния (I ступень) D = 370 мм; поперечник цилиндров высочайшего давления с дифференциальным поршнем D’ = 230/190 мм (II и III ступени); длина хода поршня S = 250 мм; число ходов за минуту n = 365; рабочий агент — воздух; показатель политропы т = 1,32; число ступеней z = 3.

Давление на приеме цилиндра низкого давления Р1= ата; конечное давление на выкиде цилиндра высочайшего давления Р2 = 51 ата; индикаторный к.п.д ; механический к.п.д коэффициент подачи.

Привод от электродвигателя осуществляется через клиноременную передачу.

Производительность компрессора, отнесенная к условиям всасывания на приеме (в м 3 / мин):

(16)

где коэффициент 2 учитывает процесс двойного деяния в цилиндре низкого давления.

Величина коэффициента подачи колеблется в границах зависимо от степени сжатия рабочего агента, изношенности цилиндра и свойства остывания. В расчете принят равным 0,65.

Подставляя значения D, n, S и. получим

Действенная мощность компрессора определяется по формуле:

Мощность электродвигателя подсчитаем по формуле

(17)

где k3- коэффициент припаса мощности на случай падения напряжения в сети, также перегрузки из-за отличия от обычной работы компрессора;. к.п.д для клиноременной передачи принимается 0,98.

Исходя из надобной мощности для данного компрессора, может быть принят электродвигатель с короткозамкнутым ротором ДАМСО мощностью 200 квт, 6 кв, 740 об/мин.

Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации

Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать рациональные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного места, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследовательских работ, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть более давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует создавать на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины. на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, разные заливки и т. д.), требующих давлений, превосходящих допустимые, нужно устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по просьбе заказчика. с дистанционным и (либо) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с внедрением трехходового крана без понижения давления до атмосферного.

При эксплуатации скважины с температурой на устье 200 °С должна применяться соответственная фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти либо 500 000 м/сут газа и поболее, расположенные на расстоянии наименее 500 м от населенного пт, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан. отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном. отсекателем, устанавливаемым на выкидной полосы.

В процессе использования скважины клапан. отсекатель должен временами проверяться на срабатывание в согласовании с аннотацией завода-изготовителя. Установка клапана. отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °С и поболее, нужно устанавливать температурные компенсаторы.

Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается.

Устранение дефектов, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением воспрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т. п.) эти работы могут выполняться специально обученным персоналом с внедрением особых технических средств.

После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки делается гидроиспытание системы на рабочее давление.

Станцию управления фонтанной арматуры газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в особом помещении, накрепко крепить и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в согласовании с проектом и планом, утвержденным техническим управляющим предприятия.

Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно-компрессорные трубы должны быть спрессованы на наибольшее (пусковое) давление.

Для обвязки скважины и аппаратуры, также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны употребляться бесшовные железные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются исключительно в местах установки задвижек и другой арматуры.

Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% наибольшее рабочее.

Газораспределительные батареи обязаны иметь системы личного автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечки для продувки и устройства для подачи ингибитора.

Рабочее давление компрессора

Эту характеристику вообщем можно именовать основополагающей, потому что она отражает основную функцию компрессора – сжимать газ, что приводит к увеличению его давления. Развиваемое компрессором давление обычно измеряться в Паскалях (Па), барах (бар) либо атмосферах (атм), но также могут быть применены миллиметры ртутного столба (мм рт. ст.), килограмм-сила на квадратный сантиметр (кгс/см 2 ) либо фунт на квадратный дюйм (PSI). Более всераспространены единицы измерения Па и бар, которые соотносятся последующим образом 1 бар = 0,1 МПа. Также рабочее давление подразделяют на лишнее (Pизб) и абсолютное (Pабс). Их значения отличаются на величину атмосферного давления (Pатм) и связаны соотношением Ризб = Рабс. Ратм.

При выборе компрессора необходимо иметь ввиду тот факт, что создаваемое устройством давление равномерно понижается по пути к рабочему инструменту либо аппарату. Падение давления может происходить в протяжении всего газопровода и в так именуемых местных сопротивлениях: клапанах, извивах газопровода, задвижках и т.д. Рабочее давление компрессора должно покрывать все утраты на пути к потребителю и на выходе соответствовать предъявляемым требованиями.

В отдельных случаях принципиальным условием могут быть условия подачи сжатого газа. Так поршневые компрессоры в силу собственной конструкции делают пульсирующий поток сжатого газа, в то время как в винтообразных компрессорах сжатие среды происходит умеренно без колебаний во времени. В таких случаях, к примеру, как напыление лаков и красок, равномерность подачи является принципиальным условием корректной работы. Понижение пульсаций давления компрессора может быть достигнуто разными методами. Так поршневые компрессоры могут иметь несколько рабочих камер, циклы работы которых сдвинуты во времени относительно друг дружку, за счет чего происходит частичное сглаживание суммарного потока. Но почаще употребляется устройство под заглавием ресивер – сосуд, в каком происходит скопление сжатого газа, поступающего из компрессора, что позволяет практически на сто процентов исключить пульсацию исходящего из него потока газа.

Зависимо от развиваемого давления компрессоры делятся на:

  • вакуумные (разрежение более 0,05 МПа);
  • низкого давления (от 0,15 до 1,2 МПа);
  • среднего давления (от 1,2 до 10 МПа);
  • высочайшего давления (от 10 до 100 МПа);
  • сверхвысокого давления (более 100 МПа).

Проектирование компрессора

В спецификации компрессора непременно должно быть обозначено очень допустимое рабочее давление. Эти данные вместе с очень допустимой температурой употребляются производителями компрессоров для того, чтоб сделать корпус и главные рабочие части компрессора, способные выдержать очень допустимое давление и температуру. Для центробежных и осевых компрессоров очень допустимое давление корпуса рассчитывается на компьютере методом прибавления наибольшего давления на входе к наибольшему дифференцированному давлению, которое может появиться в компрессоре при более сложной композиции критерий. Для цилиндров поршневых и корпуса винтообразных компрессоров очень допустимое давление должно превосходить номинальное давление на нагнетании на 10% либо 25 psi зависимо от того, какая из величин больше больше.

Очень допустимая температура для центробежных и осевых компрессоров должна быть наибольшей температурой на нагнетании, достигаемой при работе компрессора, и включать некий допуск. Очень допустимая температура для цилиндров поршневых компрессоров и корпуса винтообразных компрессоров должна превосходить номинальную температуру на нагнетании.

Дополнительное буровое оборудование

Компрессоры и компрессорные установки используются для подачи сжатого воздуха в МГБУ. Созданное для бурения оборудование отличается высочайшей мощностью и надёжностью. В качестве привода применяется дизельный движок. Его предназначение – поддержание нужного давления в течение всего срока работы при высочайшем уровне производительности.

Употребляется компрессор для продувки скважины сжатым воздухом во время проведения буровых работ. Таким методом вымываются на поверхность маленькие частички породы.

Внедрение данного оборудования нужно в последующих случаях.

  • Структура породы в местах, где проводится бурение – пористая, а означает, способна разбухать, впитывая воду.
  • Земли промёрзшие, «ледяные». При проведении работ они могут местами оттаивать и сползать.
  • Нет естественных водопритоков, либо же они есть, но в малозначительном количестве, не действующие на состояние земли.
  • Требуется пробурить скважину большой глубины.

Нет необходимости в использовании сжатого воздуха (и, как следствие, компрессора), если водопритоков в породе довольно.

Самые пользующиеся популярностью – винтообразные и поршневые компрессоры; для бурения отлично подходят винтообразные. Воздух в их нагнетается с помощью вращающейся в резервуаре с маслом винтообразной пары. Для такового оборудование свойственны эффективность теплоотведения и маленький коэффициент трения.

Компрессоры такового типа могут работать по несколько часов попорядку без остановки, их можно использовать для бурения даже в этом случае, если у вас несколько заказов в неделю. При соблюдении критерий эксплуатации прослужит несколько 10-ов тыщ часов (четкий показатель находится в зависимости от избранной модели). Отличаются высочайшей производительностью, низким уровнем шума, что очень комфортно.

Недочетом является достаточно высочайшая цена, но это следует принимать как первоначальное вложение, которое делается единожды на годы вперёд и в конечном итоге окупит себя 10-ки раз. Приобрести буровые установки и хоть какое оборудование к ним можно в «Бурспецтехнике».