- •Нефтегазопромысловое оборудование
- •Предисловие
- •Тема 1 насосы объемного действия
- •1.1. Классификация поршневых насосов
- •1.2. Принцип работы поршневого насоса
- •1.3. Закон движения поршня насоса
- •1.4. Средняя подача поршневых насосов всех типов
- •1.5. Коэффициент подачи поршневых насосов, факторы на него влияющие
- •1.6. Графики подачи поршневых насосов
- •1.7. Воздушные колпаки
- •1.8. Работа насоса и индикаторная диаграмма
- •1.9. Мощность и кпд поршневого насоса. Определение мощности привода
- •1.10. Определение усилий на основные детали поршневых насосов
- •1.11. Конструкция поршневого насоса: основные узлы и детали
- •1.12. Скважинные поршневые насосы
- •1.13. Эксплуатация поршневых насосов
- •1.14. Регулирование работы поршневого насоса
- •1.15. Роторные насосы
- •1.16. Дозировочные насосы
- •1.17. Смазка узлов приводной части насоса
- •Тема 2 динамические насосы
- •2.1. Схема и принцип действия центробежного насоса
- •2.2. Основное уравнение центробежного насоса
- •2.3. Действительный напор центробежного насоса
- •2.4. Подача центробежного насоса
- •2.5. Мощность и коэффициент полезного действия центробежного насоса
- •2.6. Уравновешивание осевого давления
- •2.7. Явление кавитации и допустимая высота всасывания
- •2.8. Зависимость подачи, напора и мощности от числа оборотов насоса
- •2.9. Коэффициент быстроходности колеса насоса
- •2.10. Рабочая характеристика центробежного насоса
- •2.11. Определение рабочей характеристики насоса при изменении частоты вращения вала
- •2.12. Обточка рабочих колес по диаметру
- •2.13. Влияние плотности и вязкости перекачиваемой жидкости на работу насоса
- •2.14. Работа центробежного насоса в одинарный трубопровод
- •2.15. Работа насоса в разветвленный трубопровод
- •2.16. Параллельная работа центробежных насосов
- •2.17. Последовательная работа центробежных насосов
- •2.18. Регулирование параметров работы центробежного насоса
- •2.19. Эксплуатация центробежных насосов
- •2.20. Конструктивные особенности центробежных насосов Конструкция рабочих колес и отводов центробежного насоса
- •Уплотнения в насосе
- •2.21. Конструкция центробежного насоса серии цнс-180
- •2.22. Осевые насосы
- •2.23. Вихревые насосы
- •2.24. Струйные насосы
- •2.25. Назначение, схема и устройство насосного блока бкнс
- •2.26. Схема системы пттд с использованием погружного центробежного электронасоса
- •Тема 3 компрессоры
- •3.1. Принцип работы и термодинамические условия работы поршневого компрессора
- •3.2. Индикаторная диаграмма идеального рабочего процесса компрессора
- •3.3. Работа на сжатие единицы массы газа в компрессоре
- •3.4. Индикаторная диаграмма реального рабочего процесса компрессора
- •3.5. Подача поршневого компрессора, коэффициент подачи
- •3.6. Многоступенчатое сжатие Принцип получения высоких давлений в поршневом компрессоре
- •Индикаторная диаграмма двухступенчатого компрессора
- •3.7. Мощность и коэффициент полезного действия поршневого компрессора
- •3.8. Охлаждение компрессора, схема систем охлаждения
- •3.9. Принцип расчета системы охлаждения
- •3.10. Конструкции поршневых компрессоров
- •3.11. Основные узлы и детали компрессора
- •3.12. Системы смазки компрессора
- •3.13. Регулирование производительности поршневых компрессоров
- •3.14. Турбокомпрессоры. Принцип работы, схема
- •3.15. Особенности конструкции турбокомпрессора. Сравнение с поршневым компрессором
- •3.16. Характеристика турбокомпрессора
- •3.17. Винтовые компрессоры
- •3.18. Ротационные компрессоры
- •3.19. Газомотокомпрессоры
- •3.20. Эксплуатация поршневых компрессоров
- •3.21. Типы компрессоров, их применение
- •3.22. Компрессорная станция
- •3.23. Неисправности компрессоров
- •Тема 4 оборудование для эксплуатации скважин
- •4.1. Конструкции и обозначения обсадных труб
- •4.2. Назначение и конструкция колонных головок
- •4.3. Конструкция трубных головок
- •4.4. Фонтанная арматура
- •4.5. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда
- •4.6. Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры
- •4.7. Эксплуатация и ремонт фонтанной арматуры
- •4.8. Принцип работы газлифтного подъемника
- •4.9. Компрессорное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
- •4.10. Схема работы бескомпрессорной газлифтной установки
- •4.11. Внутрискважинное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
- •4.12. Схема шсну
- •4.13. Скважинные штанговые насосы
- •4.14. Режим работы скважинных насосов. Динамограммы работы
- •4.15. Подача шсну. Коэффициент подачи
- •4.16. Ремонт, хранение и транспортировка скважинных насосов
- •4.17. Насосные штанги: конструкция, условия работы
- •4.18. Расчет и конструирование колонны штанг
- •4.19. Утяжеленный низ колонны штанг
- •4.20. Эксплуатация, транспортировка и хранение штанг
- •4.21. Насосно-компрессорные трубы
- •4.22. Расчет колонны насосно-компрессорных труб
- •4.23. Кинематика станка-качалки
- •4.24. Силы, действующие в точке подвеса штанг
- •4.25. Принцип уравновешивания станка-качалки
- •4.26. Грузовое уравновешивание станка-качалки
- •4.27. Крутящий момент на кривошипе станка-качалки
- •4.28. Мощность электродвигателя станка-качалки
- •4.29. Коэффициент полезного действия штанговой насосной установки
- •Ориентировочные значения кпд отдельных систем
- •4.30. Подбор оборудовании для штанговой насосной установки
- •4.31. Устьевое оборудование шсну
- •4.33. Основные типы балансирных стан ков-качалок
- •4.34. Канатная подвеска станка-качалки
- •4.35. Монтаж станка-качалки
- •4.36. Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •4.37. Эксплуатация балансирных станков-качалок
- •4.38. Схема уэцн
- •4.40. Конструкция электроцентробежного насоса
- •4.41. Гидрозащита электродвигателя
- •4.42. Система токоподвода
- •4.43. Конструкция электродвигателя
- •4.44. Монтаж установки погружных эцн
- •4.45. Обслуживание установок погружных эцн
- •4.46. Назначение и конструкция обратного и спускного клапанов
- •4.47. Компоновка погружного агрегата электровинтовой насосной установки
- •4.48. Конструкция скважинного винтового насоса
- •4.49. Принципиальные схемы закрытой и открытой гпну
- •4.50. Принцип действия гидропоршневого насосного агрегата (гпна)
- •4.51. Схема работы и принцип действия диафрагменного насоса
- •4.52. Схема работы и принцип действия струйного насоса
- •4.53. Скважинный струйный насос
- •Тема 5 оборудование и инструмент для ремонта скважин
- •5.1. Классификация видов ремонтов и операций, проводимых в скважинах
- •5.2. Талевая система
- •5.3. Инструмент для проведения спуско-подьемных операций (стто)
- •Элеваторы
- •Спайдеры
- •5.4. Роторные установки
- •5.5. Трубные и штанговые механические ключи
- •5.6. Порядок проведения спуско-подъемных операций с применением апр
- •5.7. Подъемные лебедки
- •5.8. Подъемные агрегаты
- •5.9. Вертлюги
- •5.10. Противовыбросовое оборудование
- •5.11. Винтовой забойный двигатель
- •5.12. Ловильный инструмент
- •Тема 6 оборудование для технологических процессов
- •6.1. Насосные установки
- •6.2. Смесительные установки
- •6.3. Автоцистерны
- •6.4. Устьевое и вспомогательное оборудование
- •6.5. Оборудование для депарафинизации скважин
- •6.6. Оборудование для исследования скважин
- •6.7. Эксплуатационные пакеры
- •6.8. Эксплуатационные якори
- •6.9. Расположение оборудования при солянокислотной обработке скважины
- •6.10. Расположение оборудования при гидравлическом разрыве пласта
- •6.11. Расположение оборудования при промывке скважины
- •Тема 7 оборудование для механизации работ
- •7.1. Трубовоз твэ-6,5-131а
- •7.2. Агрегат для перевозки штанг апш
- •7.3. Промысловые самопогрузчики
- •7.4. Агрегат атэ-6
- •7.5. Установка для перевозки кабеля упк-2000п
- •7.6. Агрегат 2парс
- •7.7. Агрегат аза-3
- •7.8. Агрегат 2арок
- •7.9. Агрегат для обслуживания и ремонта водоводов 2арв
- •7.10. Маслозаправщик мз-4310ск
- •Список литературы
- •Оглавление
- •Тема 1. Насосы объемного действия
- •Тема 2. Динамические насосы
- •Тема 4. Оборудование для эксплуатации скважин
- •Тема 5. Оборудование и инструмент для ремонта скважин
- •Тема 6. Оборудование для технологических процессов
- •Тема 7. Оборудование для механизации работ
4.29. Коэффициент полезного действия штанговой насосной установки
КПД установки определяется произведением КПД ее основных элементов и зависит от потерь энергии в них. Определение потерь в общем виде весьма сложно, так как они изменяются в зависимости от режима работы скважин, степени изношенности оборудования, кроме того на них существенно влияют другие факторы, усложняющие условия эксплуатации ШСНУ.
КПД подземной части установки характеризует потери энергии между поверхностью и глубинным насосом; КПД скважинного насоса обусловлен коэффициентами наполнения ηнап и гидравлическим ηг зависящими от утечек в клапанах и паре плунжер - цилиндр; КПД колонны штанг и труб обусловлен механическими потерями при трении, потерями энергии при деформации штанг и труб, гидравлическим сопротивлением штанг и труб течению жидкости; КПД наземной части установки обусловлен потерями в станке-качалке (потери в клиноременной передаче, редукторе, подшипниках, канатной подвеске), а также потерями на трение полированной штанги в устьевом сальнике. Ориентировочные значения КПД отдельных систем представлены в таблице 4.
Таблица 4
Ориентировочные значения кпд отдельных систем
Система |
Суммарный КПД, % |
Скважинный насос |
70…75 |
Колонна труб и штанг |
80…90 |
Балансирный станок-качалка: современной конструкции старой конструкции |
70…80 50 |
Таким образом, общий КПД установки составляет 40... 55 %, но может быть и ниже (при изношенности подземного оборудования).
4.30. Подбор оборудовании для штанговой насосной установки
Первый этап - выбор насоса. Принимая во внимание его производительность, с учетом коэффициента наполнения, равного 0.8, определяется его диаметр при различных сочетаниях длин ходов числа двойных качаний п. Последние определяются по паспорту станка-качалки, если он уже установлен на скважине, либо задаются с учетом параметров балансирных станков-качалок.
При этом необходимо стремиться к возможно большей длине хода плунжера насоса, так как это позволяет применять насос меньшего диаметра (меньше величины утечек, меньше силы трения) и уменьшает число циклов нагружения штанг (это также увеличивает срок их эксплуатации).
Второй этап - выбор колонны штанг. Определив диаметр насоса, длину хода плунжера и число качаний, подбирается конструкция колонны штанг, после чего подсчитывается деформация колонны.
Третий этап - выбор колонны труб. Трубы, как правило, подбираются из конструктивных соображений, исходя из типа насоса - вставного или трубного. После чего проверяется их прочность. Желательно применять равнопрочные трубы с высаженными концами, обеспечивающие максимальную глубину спуска насоса. Подобрав колонну труб, определяется ее деформация при работе насоса.
Четвертый этап - выбор типа станка-качалки. По результатам первых трех этапов определяется необходимая длина хода точки подвеса штанг с учетом деформации штанг и труб, а также максимальная нагрузка на полированный шток. На основании этих данных подбирается станок-качалка, удовлетворяющий требуемым параметрам. Если такого станка нет среди применяемых моделей (например, длина получается завышенной), повторяются первые два этапа, принимая во внимание марку насоса, обеспечивающего необходимую производительность.
Выбранный станок-качалка должен обладать некоторым запасом максимальной величины нагрузки в точке подвеса штанг, в длине хода и числе качаний, чтобы впоследствии при эксплуатации скважин была возможность изменять их как в сторону уменьшения, так и увеличения.
После выбора модели станка-качалки рассчитывается уравновешивание и проверяется соответствие необходимого максимального крутящего момента паспортному его значению.
Тип наземной части установки определяется исходя из условий ее работы. Балансирные станки-качалки с балансирным уравновешиванием используются на мелких скважинах с небольшим числом качаний. Наиболее универсальны установки с роторным и комбинированным уравновешиванием.
Пятый этап - выбор приводного электродвигателя. Для этого, зная тангенциальное усилие на пальце кривошипа, определяется мощность приводного двигателя, частота вращения вала которого принимается исходя из передаточного отношения редуктора и клиноременной передачи.
Выбор оборудования и режимов работы по изложенной выше методике - сложная и трудоемкая задача, решить которую помогают диаграммы А.Н. Адонина (рис. 4.40., 4.41.).
Рис. 4.40. Диаграмма Адонина А.Н. для базовых моделей станков-качалок
Рис. 4.41. Диаграмма Адонина A.Н. для модифицированных моделей
станков- качалок
Для станков-качалок по ГОСТ 5866-66 диаграмма дает возможность быстро подбирать оборудование по заданным значениям дебита и высоты подъема жидкости.
Диаграммы построены на основе следующих исходных данных:
-
плотность откачиваемой жидкости принята равной 900кг/м3;
-
динамический уровень находится у приема насоса;
- коэффициент наполнения насоса равен 0,85.
Сплошные ломаные линии указывают границы зон применения станка-качалки одного типа, а пунктирные - границы областей в этих зонах. Каждой зоне области соответствует насос (плунжер) определенного диаметра (на диаграмме показан цифрой в кружке).
При подборе оборудования глубиннонасосной установки и режима его работы сначала определяются тип станка-качалки и диаметр плунжера глубинного насоса, которые находятся пересечением проекций дебита и глубины спуска насоса на осях Q и H.
Тип насоса определяется в зависимости от глубины подвески. При глубинах больше 1000 м следует применять вставные насосы.
Для определения числа качаний при заданной производительности глубинного насоса при максимальной длине хода используется соотношение:
,
где птах - максимальное число качаний, установленное для станка-качалки; Qmax - максимальная добыча, соответствующая верхней границе поля данного насоса, м3/сут;
Q1 - заданная добыча, м3/сут.
Аналогичные диаграммы были созданы и для станков-качалок по ГОСТ 5866-76, которые обычно приводятся в паспорте станка-качалки.
Рис. 4.42. Диаграмма области применения станков-качалок CK5-3-25Q0 (при числе качании 12 в мин, чистая зона) и СК6-2,1-2500 (при числе качаний 14 в мин, заштрихованная зона)
Рис. 4.43. Диаграмма области применения станков-качалок СК8-3,5-4000 (чистая зона) и CKI2-2,5-4000 (заштрихованная зона) при числе качаний 12 в мин.