- •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
4.45. Обслуживание установок погружных эцн
В процессе эксплуатации погружных электронасосов необходимо:
-
не реже одного раза в неделю измерять подачу насоса;
-еженедельно измерять напряжение и силу тока электродвигателя;
периодически очищать аппаратуру станции управления от пыли и грязи, подтягивать ослабевшие и зачищать подгоревшие контакты, проверять затяжку болтов на обесточенных клеммах трансформатора;
-устранять негерметичности трубопроводов. Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа.
Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществляется так: увеличивается глубина погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и его вредное влияние прекращается.
4.46. Назначение и конструкция обратного и спускного клапанов
Известно, что центробежный электронасос легче запускается при нулевой подаче (производительности), т. е. при закрытой задвижке. Насос будет потреблять наименьшую мощность, если подача его будет равна нулю, а напор соответствовать максимальному значению. При уменьшении напора производительность возрастает. Наименьшему напору соответствует наибольшая производительность насоса. В этом случае насос будет потреблять максимальную, значительно превышающую нормальную, мощность.
В обычных стационарных центробежных электронасосах максимальный напор легко создается закрытием задвижки, расположенной около насоса. В погружном центробежном электронасосе исключена возможность установки задвижки в трубопроводе около насоса, задвижка на поверхности скважины не может дать нужных результатов для облегчения запуска агрегата.
Если производить запуск погружного электронасоса, пользуясь одной только задвижкой, установленной на поверхности, то после включения агрегата электронасос не будет иметь какого-либо напора и будет развивать максимальную производительность, так как находящийся в трубах воздух или газ будет медленно сжиматься, уменьшаясь в объеме, а двигатель при этом будет сильно перегружен.
По мере заполнения насосных труб добываемой жидкостью будут возрастать напор и уменьшаться производительность. Заполнение длинной колонны насосных труб может производиться в течение продолжительного времени в зависимости от уровня жидкости в скважине, диаметра насосных труб и производительности насоса.
Иногда заполнение колонны труб происходит в течение 5... 15 мин, а иногда значительно дольше. Естественно, что такая продолжительная работа электродвигателя с большой перегрузкой не может считаться нормальной и может повлечь за собой аварию, если не будет работать защита.
Вообще же максимальная защита станции управления не допустит такой продолжительной перегрузки и отключит установку. Производить же запуск, минуя защиту, опасно как для обслуживающего персонала, так и для электрооборудования.
Кроме того, закрытие задвижки на поверхности скважины существенно не облегчит запуска электронасоса, но в то же время создаст определенную опасность, так как находящийся в трубах воздух или газ по мере подъема жидкости будет находиться под давлением, а работать с задвижкой, находящейся под высоким давлением газа, значительно опасней, чем под давлением жидкости.
Для облегчения запуска погружного электронасоса и избежания всех неудобств применяется обратный клапан (рис. 4.68).
Рис. 4.68. Обратный клапан:
а-с конусным уплотнением: 1 - патрубок; 2 - ограничивающее кольцо; 3 - клапан; б - шариковый: 1 - муфтовый переводник; 2 - ограничивающая шпилька; 3 - специальная гайка; 4 - шарик; 5 - седло клапана; 6 - резиновое уплотнительное кольцо
Обратный клапан представляет собой стальной патрубок, имеющий с обоих концов внутреннюю резьбу для соединения с насосными трубами. В расточке патрубка устроено седло для клапана, которое может быть либо выточено в самом корпусе, либо сделано вставным из бронзы. Над седлом выточена кольцевая канавка для специального разжимного кольца, ограничивающего выдвижение клапана. Обратный клапан расположен между насосом и насосными трубами. Обычно клапаны изготовляются из бронзы.
Кроме приведенных обратных клапанов, в настоящее время используются обратные клапаны тарельчатого типа, назначение и принцип действия которых аналогичны описанным.
Обратный клапан может быть помещен также в самом электронасосе, т. е. в ловильной головке. При применении обратного клапана после спуска агрегата в скважину можно производить заливку насосных труб жидкостью перед пуском электронасоса и в дальнейшем, в случае остановок электронасоса, удерживать ее в трубах. Жидкость, находящаяся в колонне насосных труб, создает определенное давление и значительно облегчает запуск электронасоса.
Обратный клапан является существенным и необходимым приспособлением в погружном электронасосе. Эксплуатация погружного электронасоса без обратного клапана считается ненормальной и даже опасной. Однако применение одного лишь обратного клапана может усложнить подъем насосных труб, заполненных жидкостью, так как в этом случае при подъеме и развинчивании труб будет разливаться находящаяся в них жидкость и затруднять работу.
Во избежание этого применяется сливной, или спускной, клапан (рис. 4.69.).
Рис. 4.69. Спускной
клапан:
1
- патрубок:
2-
штуцер
Рис. 4.70. Штуцер спускного клапана:
1 - шестигранное отверстие под ключ;
2 - резиновое уплотнительное кольцо:
3 —резиновое предохранительное кольцо;
4 — надрез; 5 — удлиненный конец
штуцера
Штуцер (рис. 4.70.) изготовляется из бронзы. С наружной стороны, т. е. со стороны резьбы, он имеет глухое отверстие диаметром 5...8 мм, просверленное на глубину 30мм Головка отверстия запиливается под шестигранный ключ, при помощи которого штуцер ввинчивается в муфту.
Резиновое колечко очень хорошо уплотняет штуцер в отверстии, выдерживая любое практически необходимое давление.
Спускной клапан монтируется над обратным клапаном. В некоторых насосах спускной клапан, так же как и обратный клапан, вмонтирован в корпус ловильной головки электронасоса.
Когда возникает необходимость поднимать погружной электронасос из скважины, в насосные трубы сбрасывается металлический ломик. Ломик, пролетая через трубы, ударяет по удлиненному концу штуцера, отламывает его в месте надреза и открывает отверстие для слива жидкости, находящейся в колонне насосных труб. Таким образом, подъем и развинчивание труб будут производиться без каких-либо неудобств и разлива жидкости.
Сломанный штуцер впоследствии реставрируется или заменяется новым.
В районах, где добываемая нефть содержит много парафина и для очистки труб от парафина применяются автоматические скребки, над спускным клапаном устраивается специальный предохранитель на случай падения скребка. Этот предохранитель предотвращает слом штуцера скребком и, в то же время, не препятствует сбрасываемому ломику сбивать штуцер.