- •Предисловие
- •Тема 1 «Насосы объемного действия»
- •Вопрос 1.1. Классификация поршневых насосов
- •Вопрос 1.2. Принцип работы поршневого насоса
- •Вопрос 1.3. Закон движения поршня насоса
- •Вопрос 1.4. Средняя подача поршневых насосов всех типов
- •Вопрос 1.5. Коэффициент подачи поршневых насосов, факторы на него влияющие
- •Вопрос 1.6. Графики подачи поршневых насосов
- •Вопрос 1.7. Воздушные колпаки
- •Вопрос 1.8. Работа насоса и индикаторная диаграмма
- •Вопрос 1.9. Мощность и кпд поршневого насоса. Определение мощности привода.
- •Вопрос 1.10. Определение усилий на основные детали поршневых насосов
- •Вопрос 1.11. Конструкция поршневого насоса. Основные узлы и детали насоса.
- •Вопрос 1.12. Эксплуатация поршневых насосов
- •Вопрос 1.13. Регулирование работы поршневого насоса
- •Вопрос 1.14. Роторные насосы
- •Вопрос 1.15. Дозировочные насосы
- •Вопрос 1.16. Смазка узлов приводной части насоса
- •Тема 2 Динамические насосы
- •Вопрос 2.1. Схема и принцип действия центробежного насоса
- •Вопрос 2.2. Основное уравнение центробежного насоса
- •Вопрос 2.3. Действительный напор центробежного
- •Вопрос 2.4. Подача центробежного насоса
- •Вопрос 2.5. Мощность и коэффициент полезного действия центробежного насоса
- •Вопрос 2.6. Уравновешивание осевого давления
- •Вопрос 2.7. Явление кавитации и допустимая высота всасывания
- •Вопрос 2.8. Зависимость подачи, напора и мощности от числа оборотов
- •Вопрос 2.9. Коэффициент быстроходности
- •Вопрос 2.10. Рабочая характеристика центробежного насоса
- •Вопрос 2.11. Определение рабочей характеристики насоса при изменении частоты вращения вала
- •Вопрос 2.12. Обточка рабочих колес по диаметру
- •Вопрос 2.13. Влияние плотности и вязкости перекачиваемой жидкости на работу насоса
- •Вопрос 2.14. Работа центробежного насоса в одинарный трубопровод
- •Вопрос 2.15. Работа насоса в разветвленный трубопровод
- •Вопрос 2.16. Параллельная работа центробежных насосов
- •Вопрос 2.17. Последовательная работа центробежных насосов
- •Вопрос 2.18. Регулирование параметров работы центробежного насоса
- •Вопрос 2.19. Эксплуатация центробежных насосов
- •Вопрос 2.20. Конструктивные особенности центробежных насосов
- •Вопрос 2.21. Конструкция центробежного насоса серии цнс -180.
- •Вопрос 2.22. Назначение, схема и устройство насосного блока бкнс
- •Вопрос 2.23. Схема системы ппд с использованием погружного центробежного электронасоса
- •Тема 3 компрессоры
- •Вопрос 3.1. Принцип работы и термодинамические условия работы поршневого компрессора
- •Вопрос 3.2. Индикаторная диаграмма идеального рабочего процесса компрессора
- •Вопрос 3.3. Работа на сжатие единицы массы газа в компрессоре
- •Вопрос 3.4. Индикаторная диаграмма реального рабочего процесса компрессора
- •Вопрос 3.5. Подача поршневого компрессора, коэффициент подачи
- •Вопрос 3.6. Многоступенчатое сжатие
- •Вопрос 3.7. Мощность и коэффициент полезного действия поршневого компрессора
- •Вопрос 3.8. Охлаждение компрессора, схема
- •Вопрос 3.9. Принцип расчета системы охлаждения
- •Вопрос 3.10. Конструкции поршневых компрессоров, схемы
- •Вопрос 3.11. Основные узлы и детали компрессора
- •Вопрос 3.12. Системы смазки компрессора
- •Вопрос 3.13. Регулирование производительности поршневых компрессоров
- •Вопрос 3.14. Турбокомпрессоры, принцип работы, схема
- •Вопрос 3.15. Особенности конструкции турбокомпрессора. Сравнение с поршневым компрессором
- •Вопрос 3.16. Характеристика турбокомпрессора
- •Вопрос 3.17. Винтовые компрессоры
- •Вопрос 3.18. Ротационные компрессоры
- •Вопрос 3.19. Газомотокомпрессор
- •Вопрос 3.20. Эксплуатация поршневых компрессоров
- •Вопрос 3.21 . Типы компрессоров, их применение
- •Вопрос 3.22. Компрессорные станции. Схема работы
- •Вопрос 3.23. Неисправности компрессоров
- •Тема 4 Оборудование для эксплуатации скважин
- •Вопрос 4.1. Конструкция и обозначения обсадных труб
- •Вопрос 4.2. Назначение и конструкция колонных головок
- •В опрос 4.3. Конструкция трубных головок
- •Вопрос 4.4. Фонтанная арматура
- •Вопрос 4.5. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда
- •Вопрос 4.6. Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры
- •Вопрос 4.7. Эксплуатация фонтанной арматуры
- •Вопрос 4.8. Ремонт фонтанной арматуры
- •Вопрос 4.9. Принцип работы газлифтного подъемника
- •Вопрос 4.10. Компрессорное оборудование при газлифте
- •Вопрос 4.11. Схема работы бескомпрессорного газлифта
- •Вопрос 4.12. Внутрискважинное оборудование при газлифте
- •Вопрос 4.13. Схема шсну
- •Вопрос 4.14. Скважинные штанговые насосы
- •Вопрос 4.15. Режим работы скважинных насосов. Динамограмма работы
- •Вопрос 4.16. Подача шсну. Коэффициент подачи
- •Вопрос 4.17. Ремонт, хранение и транспортировка скважинных насосов
- •Вопрос 4.18. Насосные штанги, конструкция, условия работы
- •Вопрос 4.19. Расчет и конструирование колонны
- •Вопрос 4.20. Утяжеленный низ колонны штанг
- •Вопрос 4.21. Эксплуатация, транспортировка и хранение штанг
- •Вопрос 4.22. Насосно-компрессорные трубы
- •Вопрос 4.23. Расчет колонны насосно-компрессорных труб
- •Вопрос 4.24. Кинематика станка-качалки
- •Вопрос 4.25. Силы, действующие в точке подвеса штанг
- •Вопрос 4.26. Принцип уравновешивания станка-качалки
- •Вопрос 4.27. Грузовое уравновешивание станка-качалки
- •Вопрос 4.28. Крутящий момент на кривошипе станка-качалки
- •Вопрос 4.29. Мощность электродвигателя станка-качалки
- •Вопрос 4.30. Кпд штанговой насосной установки
- •Ориентировочные значения кпд отдельных систем
- •Вопрос 4.31. Подбор оборудования для штанговой насосной установки
- •Вопрос 4.32. Устьевое оборудование шсну
- •Вопрос 4.33. Редукторы станков-качалок
- •Вопрос 4.34. Основные типы балансирных станков-качалок
- •Вопрос 4.35. Канатная подвеска станка качалки
- •Вопрос 4.36. Монтаж станка-качалки
- •Вопрос 4.37. Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •Вопрос 4.38. Эксплуатация балансирных станков-качалок
- •Вопрос 4.39. Схема уэцн
- •Вопрос 4.40. Устьевое оборудование уэцн
- •Вопрос 4.41. Конструкция электроцентробежного насоса
- •Вопрос 4.42. Гидрозащита электродвигателя
- •Вопрос 4.43. Система токоподвода
- •Вопрос 4.44. Конструкция электродвигателя
- •Вопрос 4.45. Монтаж установки погружных эцн
- •Вопрос 4.46. Обслуживание установок погружных эцн
- •Вопрос 4.47. Назначение и конструкция обратного и спускного клапана
- •Вопрос 4.48. Компоновка погружного агрегата электровинтовой насосной установки
- •Вопрос 4.49. Конструкция скважинного винтового насоса
- •Вопрос 4.50. Принципиальные схемы закрытой и открытой гпну
- •Вопрос 4.51. Принцип действия гидропоршневого насосного агрегата.
- •Вопрос 4.52. Схема работы и принцип действия диафрагменного насоса
- •Вопрос 4.53. Схема работы и принцип действия струйного насоса
- •В опрос 4.54. Скважинный струйный насос
- •Тема 5 оборудование и инструмент для ремонта скважин
- •Вопрос 5.1. Классификация видов ремонта и операций в скважинах
- •Вопрос 5.2. Талевая система
- •Вопрос 5.3. Инструмент для проведения спо
- •Вопрос 5.3.1. Элеваторы
- •В опрос 5.3.2. Спайдеры
- •Вопрос 5.3.3. Ключи
- •Вопрос 5.4. Роторные установки
- •Вопрос 5.5. Трубные и штанговые механические ключи
- •Вопрос 5.6. Порядок спо с применением апр
- •Вопрос 5.7. Подъемные лебедки
- •Вопрос 5.8. Подъемные агрегаты
- •1, 2. 3 И 4 - звездочки цепного привода лебедки; 5 - ведомая шестерня конического
- •Вопрос 5.9. Вертлюги
- •Вопрос 5.10. Противовыбросовое оборудование
- •Вопрос 5.11. Винтовой забойный двигатель
- •Вопрос 5.12. Ловильный инструмент
- •Тема 6 оборудование для технологических процессов
- •Вопрос 6.1. Насосные установки
- •Вопрос 6.2. Смесительные установки
- •Вопрос 6.3. Автоцистерны
- •Вопрос 6.4. Устьевое и вспомогательное оборудование
- •Вопрос 6.5. Оборудование для депарафинизации скважин Промысловая паровая передвижная установка ппуа-1600/100
- •Вопрос 6.6. Оборудование для исследования скважин
- •Вопрос 6.7. Эксплуатационные пакеры
- •Вопрос 6.8. Эксплуатационные якори
- •Вопрос 6.9. Расположение оборудования при ско
- •Вопрос 6.10. Расположение оборудования при грп
- •Вопрос 6.11. Расположение оборудования при промывке скважины
- •Тема 7 оборудование для механизации работ
- •Вопрос 7.1. Трубовоз твэ-6,5-131а
- •Вопрос 7.2. Агрегат для перевозки штанг апш
- •Вопрос 7.3. Промысловые самопогрузчики
- •Вопрос 7.4. Агрегат атэ - 6
- •Вопрос 7.5.Установка для перевозки кабеля упк-2000пм
- •Вопрос 7.6. Агрегат 2парс
- •Вопрос 7.7. Агрегат аза-3
- •Вопрос 7.8. Агрегат 2арок
- •Вопрос 7.9. Агрегат для обслуживания и ремонта водоводов 2арв
- •Вопрос 7.10. Маслозаправщик мз-4310ск
- •Список литературы
Вопрос 4.16. Подача шсну. Коэффициент подачи
Теоретическая подача, минутная, часовая и суточная составит соответственно
(4.1)
где D- диаметр плунжера в метрах;
S-длина хода плунжера в метрах;
n-число двойных качаний в минуту.
Однако в действительности фактическая подача меньше теоретической, что обусловлено причинами, которые можно свести в две группы.
Первая группа - потери жидкости в скважинном насосе. К ним относятся:
- наличие утечек через зазор плунжер- цилиндр;
-наличие утечек у всасывающих и нагнетательных клапанов;
-сжимаемость жидкости, обусловленная в первую очередь наличием газа;
-отсутствие жидкости от плунжера при наполнении полости насоса.
Вторая группа - потери, обусловленные конструкцией установки:
-утечек через муфтовые соединения труб;
-деформация колонны штанг и насосно-компрессорных труб при работе насоса.
Потери жидкости в скважинном насосе характеризуются коэффициентом подачи насоса η представляющим собой отношение фактической суточной подачи насоса к теоретической :
-163-
(4.2)
Количество жидкости, протекающей через зазор плунжер - цилиндр, определяется по формуле:
(4.3)
где е - радиальный зазор в см;
g - ускорение свободного падения в см/с2; - кинематическая вязкость в см2/с; Н - перепад давлений на длине плунжера в м; I. - длина плунжера в м.
Если ось плунжера смещена относительно оси цилиндра, то утечки увеличиваются примерно в 2,5 раза.
Газ, поступающий вместе с жидкостью в цилиндр в свободном или растворенном состоянии, уменьшает коэффициент наполнения и может привести к блокировке насоса. При этом начинается периодический процесс уменьшения коэффициента наполнения до нуля, после чего газ, заполнивший весь подплунжерный объем насоса, вытесняется через нагнетательный клапан и процесс повторяется.
Отставание жидкости от плунжера при его ходе вверх обусловлено гидравлическим сопротивлением клапана потоку жидкости и прежде всего характеризуется вязкостью жидкости. При увеличении вязкости жидкости возрастает время запаздывания посадки клапана, что также приводит к увеличению утечек. Однако малая вязкость жидкости не означает увеличения коэффициента наполнения, так как увеличиваются утечки через зазор плунжер - цилиндр.
Утечки жидкости через муфтовые соединения свидетельствуют либо об их износе, либо о недостаточном моменте свинчивания. И то и другое явление недопустимы при работе установки.
Деформация колонны штанг и труб при работе насоса приводит к уменьшению коэффициента подачи насоса, так как реальный ход плунжера меньше длины хода точки подвеса штанг. Фактическая длина хода плунжера может быть определена либо замером изношенной части цилиндра после подъема насоса на поверхность, либо расчетным путем.
При расчетном определении реальной величины хода плунжера относительно цилиндра необходимо учитывать, что и тот и другой соединены с наземной частью установки посредством упругих элементов - штанг и труб.
-164-
Для определения величины упругих деформаций штанг и труб величиной динамических нагрузок, которые по сравнению со статическими очень малы, можно пренебречь.
Рассмотрим фазы работы насоса.
I. В момент начала движения колонны штанг при ходе вверх (рис. 4.30, а) всасывающий клапан закрывается, в результате чего нагрузка от веса столба жидкости Рж, находящегося над плунжером, перестает действовать на трубы и перераспределяется на штанги. При этом штанги начинают растягиваться и плунжер придет в движение только тогда, когда верхняя точка штанг переместиться на величину деформации iшт (рис. 4.30, 6) под действием силы Рж, которая, согласно закону Гука, будет:
iшт= , (4.4)
где L - глубина подвески насоса (соответствует длине штанг);
Ешт - модуль упругости материала штанг;
Ршт - площадь поперечного сечения штанг.
При этом насосно-компрессорные трубы сократятся, так как нагрузка, действовавшая на них, снята (рис. 4.30, в).
Длина штанг и труб будет постоянной до тех пор, пока точка подвеса штанг не достигнет крайнего верхнего положения и не начнет перемещаться вниз.
П. При ходе штанг вниз (рис. 4.30, г, д, е) нагнетательный клапан откроется, всасывающий закроется и усилие Рж будет приложено к нижней части труб. В результате штанги сократятся на величину iшт, а трубы удлинятся на величину iтр, определяемую аналогично по формуле:
iтр= , (4.5)
где Етр - модуль упругости;
Ртр -площадь поперечного сечения труб.
При движении плунжера вниз длина штанг и труб будет постоянной до тех пор, пока не произойдет остановка штанг и плунжера и не начнется ход вверх. Всасывающий клапан при этом откроется, нагнетательный закроется, вследствие чего трубы сократятся на величину iтp , штанги удлинятся на iтp , т. е. повторится описанный цикл.
Таким образом, деформация штанг и труб уменьшает длину хода плунжера относительно цилиндра по сравнению с длиной хода точки подвеса штанг на величину iшт + iтp как при ходе вверх, так и при ходе вниз.
Реальная длина хода плунжера, при наличии ступенчатой колонны штанг l1 + l2 + ...li= L, имеющих соответственно сечения F1, F2,..., Fi ,может быть записана с учетом вышеприведенных рассуждений как:
- 165 -
а б в г д е
Рис. 4.30. Деформация штанг-труб
(4.6)
При заякоренном насосе расчет реального хода должен вестись с учетом условия
iтр = 0.