- •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
Спайдеры
Спайдер СГ-32. Спайдер гидравлический СГ-32 предназначен для захвата за тело и удержания на весу колонны труб в процессе спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонтах. Он представляет собой (рис. 5.15.) разрезной корпус со сменными клиньями под трубы разных размеров.
Клинья управляются посредством гидравлического цилиндра, встроенного в корпус спайдера. Наклонные зубья плашек обеспечивают стопорение колонны, предотвращая ее проворот в процессе свинчивания - развинчивания труб. На спайдере предусмотрено также вспомогательное ручное управление.
Рис. 5.15. Спайдер СГ-32:
1 –гидроцилиндр; 2 - рукоятка; 3- рычаг; 4 -клиновая подвеска; 5 - створка; 6- центратор; 7 - корпус
Спайдер СМ-32. Механический спайдер СМ-32 предназначен для захвата и удержания на весу колонны насосно-компрессорных труб при спуско-подъемных операциях. Спайдер состоит из корпуса, в нижней части которого расположен центратор, удерживаемый подпружиненным фиксатором, который служит для центрирования насосно-компрессорных труб. С корпусом шарнирно соединены рычаг управления, к одному концу которого прикреплена клиновая подвеска, и створка. Для закрытия зева спайдера створка запирается пальцем, снабженным петлей.
Створка и корпус в месте зева в закрытом положении образуют проход для кабеля погружного центробежного электронасоса. Для переноски спайдера к корпусу приварены рукоятки.
Клиновая подвеска состоит из трех клиньев: одного центрального и двух боковых. Плашки спайдера для удобства замены унифицированы с плашками автомата АПР-2ВБ. В основании спайдера имеются лапы с прорезями для крепления к устью скважины болтами на время подъема и спуска труб.
Спайдер АСГ-80. Применяется в тех случаях, когда применение автоматов АПР по каким либо причинам невозможно или нецелесообразно (рис. 5.16.).
Спайдер предназначается для автоматизации операций захвата, удержания, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных труб при текущем и капитальном ремонтах скважин.
Спайдер выполнен в виде кольцевого корпуса с внутренним коническим отверстием, внутри которого размещены три клина, которые шарнирно связаны со специальной направляющей.
С помощью пружины подвеска с клиньями выталкивается в верхнее положение, а в нижнее положение подвеска опускается под действием веса элеватора или колонны труб.
Рис.5.16. Спайдер АСГ-80: 1-вкладыш центратора;
2-корпус; 3-корпус клина; 4-плашка; 5-подвеска;
6-пружина ползунка; 7-направляющая
Корпус спайдера соединен с центратором, имеющим вкладыши для центрирования спускаемых или поднимаемых колонн труб. Подвески с клиньями и вкладыши центратора сменные.
Особенность спайдера АСГ-80 - унификация основных его узлов и деталей с автоматом АПР-2ВБ. К ним относят клиновые подвески в сборе всех размеров, корпус центратора в сборе, втулки центраторов всех размеров, корпус клиньев, клинья, плашки, направляющие и детали подвески клиньев.
Ключи
Ключ КТН (рис. 5.17.). Труба зажимается ключом в трех местах плашкой, сухарем и челюстью 2. Плашка и сухарь имеют насечки, которые вдавливаются в трубу для предохранения ключа от скольжения. Сухарь 8 удерживается от скольжения по пазу стопорным болтом 9, ввинчиваемым в отверстие в сухаре. Для предотвращения соскальзывания надетого на трубу ключа имеется пружина. Плашка 7 удерживается от скольжения в пазу концом ручки 1, входящим в отверстие в плашке. Чтобы снять ключ с трубы, следует левой рукой взяться за ручку 1, а правой - за рукоятку 6, повернуть ее и снять ключ с трубы. Для работы с автоматами для свинчивания и развинчивания - насосно-компрессорных труб применяются высокомоментные ключи.
Наиболее изнашиваемые детали этих ключей - плашки и сухари; по мере срабатывания их необходимо заменять. Для обеспечения нормальной и безопасной работы с ключом необходимо периодически очищать металлической щеткой насечки сухарей и плашек, а также проверять пружины и при необходимости регулировать их натяг.
Рис. 5.17. Трубный ключ Халилова КТН:
1 -ручка; 2- челюсть; 3 - пружина; 4-шарнирный палец; 5, 9-стопорные болты; 6 - рукоятка; 7-плашка; 8 - сухарь
Ключ КТНД (рис. 5.18.) предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб, а также муфт к штангам, полированных штоков при ремонте скважинных насосов.
Рис. 5.18. Трубный ключ КТНД:
1 -рукоятка; 2 - круглая плашка; 3 - плоская плашка; 4 –ручка;
5 - челюсть; 6- пружина; 7 —винт
Ключ состоит из двух основных частей; челюсти 5 и рукоятки 1, шарнирно соединенных между собой. На трубе ключ удерживается пружиной 6, прикрепленной одним концом к челюсти, другим - к пальцу шарнира. Натяжение пружины регулируется вращением пальца. В натянутом состоянии пружина закрепляется на пальце винта 7. Для удобства работы ключом на челюсти имеется ручка 4, которая одновременно служит ограничителем движения плашки 3.
В данном ключе на оси рукоятки установлена круглая плашка 2 с зубьями на наружной поверхности. Для предохранения плашки от проворота служит фиксатор, который крепится к рукоятке болтом.
Ключ КОТ. Взамен трубных ключей КТНД разработаны одношарнирные ключи типа КОТ, в которых усилено крепление челюсти с ручкой, круглая плашка заменена сегментной, улучшена фиксация пружины, исключающая ее поломку. При снижении массы за счет улучшения конструкции челюсти и рукоятки увеличен передаваемый крутящий момент.
Ключ КТГ (рис. 5.19.) конструкции Г.В. Молчанова применяется при работе с автоматом АПР. Ключ состоит из рукоятки и створки, шарнирно соединенных с челюстью. При надевании ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца, после чего плотно прижимается к трубе. При повороте ключа за рукоятку последняя создает усилие, прижимающее створку к трубе. Это обеспечивает передачу крутящего момента развинчиваемой (или свинчиваемой) трубе.
Рис. 5.19. Трубный ключ КТГ: 1 —рукоятка; 2 - челюсть; 3 - сухарь; 4 — створка
Ключ КТТУ-М применяется при механизированном свинчивании и развинчивании труб с помощью автомата АПР-2ВБ и механических ключей КМУ. В отличие от ключа КТТ он имеет дополнительный сухарь 1 на челюсти б, что увеличивает его надежность (рис. 5.20.).
Ключ состоит из рукоятки 5 и створки 3, шарнирно соединенных с челюстью 6 при помощи пальца 2. При надевании ключа на трубу створка 3 поворачивается вокруг пальца 2 и под действием пружины 4 плотно прижимается сухарями 1 к трубе. В отличие от КТГУ в ключе КТГУ-М на осях предусмотрены крепления пружинными кольцами, предотвращающими отвинчивание и вы падение осей. Увеличена надежность и долговечность сухарей за счет применения стали марки 12ХНЗА вместо Ст20.
Рис. 5.20. Трубный ключ КТГУ-М:1 - сухарь; 2 - палец; 3 - створка; 4 - пружина, 5 - рукоятка; 6 - челюсть
Ключи КТД. Ключи трубные двухшарнирные изготовляются в двух исполнениях - КТД и КТДУ. Ключ типа КТД применяется для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб вручную, а типа КТДУ с укороченной рукояткой - для работы с механизмами.
Рис. 5.21. Ключ трубный КТД:
1 - челюсть малая, 2 - челюсть большая. 3,6- рукоятки; 4 - пружина; 5 – сухарь
Ключ (рис. 5.21.) состоит из большой 2 и малой 1 челюстей, рукояток малой 6 и большой 3, шарнирно соединенных между собой. На оси шарнира большой челюсти и рукоятки насажена пружина 4. стягивающая челюсти к центру образующих дуг, за счет чего ключ удерживается на трубе. На малой челюсти расположен самоустанавливающийся сухарь 5 с дугообразной зубчатой поверхностью, благодаря которой сухарь всей поверхности контактирует с трубой. Это обеспечивает более надежное захватывание трубы, уменьшает давление на контактной поверхности, что предохраняет сухари и поверхности труб от повреждения.
Ключи КТМ и КСМ конструкции Г.В. Молчанова применяются при работе с автоматом АПР. Основные детали ключа КТМ - челюсть, створка, защелка, сухарь (рис. 5.22,). Челюсть и створка соединены шарниром. Челюсть снабжена защелкой, взаимодействующей в закрытом положении со специальным шипом, находящимся на створке.
Рис. 5.22. Ключ трубный КТМ: I - створка; 2 - защелка сухаря; 3 - сухарь; 4 - челюсть; 5 -ролик;
|
Рис. 5.23. Ключ стопорный КСМ: 1 - створка; 2 - защелка; 3 — челюсть; 4 перекидной упор; 5 — сухарь
|
Челюсть ключа имеет эксцентричную расточку, по которой перемещается сухарь. При работе ключа водило автомата передает усилие на ролик, установленный на конце челюсти. Под действием сил трения сухарь перемещается относительно челюсти, обеспечивая захват трубы.
Ключ КСМ имеет аналогичную конструкцию, но снабжен перекидным упором, форма челюсти у него иная (рис. 5.23.).
Ключ стопорный используется для стопорения колонн насосно-компрессорных труб при их механизированном свинчивании и развинчивании. При переходе от развинчивания труб к свинчиванию упор переставляется. При работе рабочие поверхности ключа прилегают к муфте трубы и захватывают ее, не допуская проскальзывания. Надежная работа ключа обеспечивается спиральной расточкой внутренней поверхности челюсти, служащей для заклинивания сухаря между муфтой и челюстью.
Цепной ключ (рис. 5.24.) состоит из двух щек 2 с зубьями, цепи 3 с плоскими шарнирными звеньями и рукоятки 1.
Рис. 5.24. Цепной ключ
Щеки и рукоятка соединены проходящим через середину щек болтом 4 и гайкой 5. Один конец цепи присоединен к рукоятке при помощи пальца 6 и начального звена 7. Палец 6 входит в соответствующие отверстия в щеках. Щеки термически обработаны. При установке ключа на трубу 8 зубья щек плотно охватывают трубу и служат опорой для рукоятки. Нажимая на рукоятку можно завинчивать или отвинчивать трубу. Щеки имеют по четыре рабочих сектора. При износе зубцов щеки поворачиваются и в работу включаются зубцы неизношенного сектора.
Преимуществами цепного ключа являются простота конструкции и возможность работы одним ключом с трубами различного диаметра. Цепной ключ надежен в работе; установленный на вертикальную трубу, он не падает. Это удобно при свинчивании - развинчивании труб в процессе ремонтных работ на скважинах. В процессе свинчивания - развинчивания труб оператор и помощник оператора поочередно толкают рукоятку ключа и он по инерции продолжает вращаться. Таким образом ключ передается из рук в руки.
К недостаткам цепного ключа относятся большая масса, неудобство закрепления ключа на трубе и сложность освобождения трубы при заклинивании ее в щеках ключа, а также истирание и смятие поверхности трубы, что сокращает срок ее службы. Кроме того, часто отмечается проскальзывание и обрывы цепи.
У трубного ключа должны быть исправные, несработанные звенья цепи и зубья на челюстях. Работать трубными ключами с применением прокладок между цепью и трубой запрещается. Во время работы следует очищать от грязи зубья на челюстях. Нужно иметь в виду, что при работе с цепным ключом могут быть несчастные случаи при: выпадении ключа из рук рабочего вследствие загрязненности зубьев или их поломке, разрыве цепи, срыве ключа вследствие сработанности зазубрин на щеках ключа и срыве цепи из-за сработанности упоров, расположенных между щеками ключа.
Ключи штанговые. Свинчивание и развинчивание насосных штанг и муфт при ремонте скважин осуществляются при помощи штанговых ключей, изготовляемых для проведения работ вручную и с автоматами.
Ключ КШ (рис. 5.25. а) предназначен для ручной работы.
Рис. 5.25. Ключи штанговые: а - КШ; б - круговой КШК; в-КШШ 16..25: 1 - головка; 2 - рукоятка
Круговой штанговый ключ КШК (рис. 5.25. б) с регулируемыми зажимными плашками применяется для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере скважинного насоса. Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера скважинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами.
Муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг. Поэтому после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. Отвинчивать штанги цепным ключом опасно, так как вследствие пружинящего действия штанги ключ может вырваться из рук и нанести травму.
В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек, неподвижная, закреплена двумя штифтами внутренней части ключа, а вторая, подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня.
Взамен штангового ключа КШ разработан ключ штанговый шарнирный КШШ 16...25, который заменяет ключ КШ трех типоразмеров. Ключ КШШ 16...25 (рис. 5.25. е) состоит из рукоятки 2 и шарнирной головки 1, прижимаемой пружиной к головке рукоятки.