- •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
1.12. Скважинные поршневые насосы
Самым распространенным способом добычи нефти является откачка при помощи глубинных насосов из скважин. Для откачки жидкости применяют штанговые глубинные насосы с двигателем, установленным на поверхности земли, от которого движение к насосу, спущенному в скважину, передается колонной насосных штанг.
Скважинные насосы обладают рядом достоинств: простотой конструкции; возможностью откачки жидкости из нефтяных скважин, когда другие способы эксплуатации неприемлемы или экономически невыгодны; механизацией процесса откачки; простотой регулирования отбора жидкости и обслуживания установки.
Штанговый насос является поршневым насосом прямого действия с проходным поршнем. Общая схема установки глубинного штангового насоса представлена на рис. 1.15. Цилиндр 7 насоса опускается в скважину на насосных трубах 5 на некоторую глубину под уровень жидкости.
Всасывающий шаровой клапан 10 установлен на нижнем конце цилиндра. Нагнетательный шаровой клапан 8 помещается в верхнем или нижнем конце плунжера 9. На насосных штангах 6 спускают плунжер, подвешиваемый на колонне насосных штанг с помощью специальной клетки. Через сальниковый шток 1 верхний конец штанг при помощи специальной подвески 2 крепят к головке балансира 3 станка-качалки. Он качается на опоре (оси) 4, укрепленной на стойках. Балансир приводится в действие с помощью кривошипно-шатунного механизма, при этом происходит возвратно-поступательное движение штанг и соединенного с ними плунжера. При ходе штанг и плунжера вверх вследствие давления жидкости на всасывающий клапан снизу и снижения давления в цилиндре клапан поднимается и нефть поступает в насос. Нагнетательный клапан давлением вышележащего столба жидкости в насосных трубах в это время закрыт.
При движении штанг и плунжера вниз под собственным весом нижний (всасывающий) клапан закрывается, верхний (нагнетательный) открывается и жидкость идет вверх через полый плунжер в подъемные трубы. При дальнейших ходах плунжера уровень жидкости, повышаясь в подъемных трубах, достигает устья скважины, затем она направляется в выкидную линию.
1.13. Эксплуатация поршневых насосов
При установке насоса необходимо придерживаться следующих основных правил:
-
Трубопроводы, как всасывающий, так и напорный, не должны иметь резких поворотов. Количество запорных устройств я колен, установленных на трубопроводах, должно быть минимальным.
-
Всасывающий трубопровод должен быть, по возможности, коротким и проложен с подъемом по направлению к насосу во избежание образования воздушных мешков.
-
При возможности засорения всасываемой жидкости в начале всасывающего трубопровода необходимо установить фильтр.
-
При работе насоса с подпором в начале всасывающего трубопровода необходимо установить задвижку.
-
Соединения всасывающего трубопровода должны быть герметичными.
-
На напорном трубопроводе непосредственно у насоса должна быть установлена задвижка.
-
На всасывающем и напорном трубопроводах, ближе к насосу, должны быть установлены воздушные колпаки и предусмотрено устройство для пополнения напорного колпака сжатым воздухом.
-
В соответствующих местах насоса или на всасывающей и напорной трубах непосредственно у насоса должны быть установлены вакуумметр и манометр.
При пуске насоса необходимо придерживаться следующих основных правил:
-
Новый насос следует очистить керосином от консервирующей смазки. Вся система смазки должна быть очищена и заполнена маслом; места трения необходимо смазать. Нужно вручную повернуть шкив насоса так, чтобы поршни беспрепятственно прошли оба крайних положения в цилиндрах, и убедиться в том, что насос собран правильно и в цилиндрах нет посторонних предметов.
-
Если насос должен работать при высоте всасывания более 4 м, а рабочие камеры гидравлической части пусты, то их, а также всасывающий трубопровод при наличии на нем приемного клапана, следует заполнить перекачиваемой жидкостью.
При отсутствии приемного клапана необходимо установить вакуум-насос для отсасывания воздуха из рабочих камер и всасывающего трубопровода.
3. Задвижки на напорном и всасывающем трубопроводах должны быть полностью открыты.
4. Двигатель запускают, если это возможно, при пониженном числе оборотов, которое постепенно доводят до нормального. Если такой способ пуска невозможен, то на период пуска посредством обводной линии и задвижки жидкость перепускают из напорной линии во всасывающий трубопровод или приемный резервуар. Убедившись в нормальной работе насоса, задвижку на обводной линии постепенно перекрывают и по достижении нужного напора открывают задвижку на напорной линии, а на обводной закрывают.
При работе насоса необходимо соблюдать следующие основные условия:
1. Следить за показаниями манометров, вакуумметров и других измерительных приборов.
-
Следить за исправной работой смазочных приборов и устройств и контролировать расход масла.
-
Поддерживать нормальный запас сжатого воздуха в напорных воздушных колпаках, который должен занимать приблизительно 2/3 объема колпака.
-
Следить за состоянием уплотнений сальников и плотностью соединений гидравлической части.
5. При внезапном изменении режима работы, появлении стуков, чрезмерном нагреве движущихся частей насос следует остановить, выяснить причины ненормальности и устранить их. Снижение подачи насоса может произойти при засорении сетки приемного трубопровода, повреждении всасывающего или нагнетательного клапана, проникании воздуха через сальник гидравлической части. Подача может снизится при сработке поршневых колец, износе цилиндровых втулок. Причинами появления стука в насосе могут быть нарушение высоты подъема клапана, ослабление гайки, затягивающей поршень на штоке, попадание в цилиндр постороннего предмета, избыток воздуха в нагнетательном колпаке.
-
Через каждые 500... 1000 часов работы в зависимости от условий эксплуатации следует проводить текущий ремонт. При этом нужно осмотреть и устранить обнаруженные дефекты клапанов, поршневых колеи, сальниковых набивок, деталей приводного механизма, подтянуть все болтовые соединения.
7. Через каждые 4...5 тыс. часов работы рекомендуется разобрать насос, осмотреть все детали, заменить изношенные, в остальных устранить замеченные неисправности.