2. Характеристика используемого оборудования

Рисунок 2- Насос типа НВ1С:

1 — замок и уплотнение насоса; 2 — шток; 3 — упор; 4 — цилиндр; 5 — контргайка; 6 — переводник плунжера; 7— плунжер; 8— нагнетательный клапан; 9 — всасывающий клапан; 10— переводник

Рисунок 3 - Насос типа НН1С:

1 — цилиндр; 2 — шток; 3 — нагнетательный клапан; 4 — захватный шток; 5 — плунжер; 6— наконечник плунжера; 7— всасывающий клапан; 8 — седло кону­са; опора всасывающего клапана; 9 — переводник верхний; 10 — переводник нижний

Устройство и принцип действия поршневых насосов:

Насосные агрегаты, в том числе поршневые и плунжерные как правило состоят:

1. Двигатель;

2. Промежуточный (передаточный) механизм последовательно соединенный между собой;

3. Насос.

Особенностью поршневых и плунжерных насосов является то, что в едином корпусе располагаются последний промежуточный передаточный механизм, кривошипно-шатунный механизм или эксцентрик.

Соответственно состоят поршневые насосы:

1. Механическая часть;

2. Гидравлическая часть.

Положительные характеристики поршневых насосов:

1. Способность создавать сравнительно высокий напор и соответственно высокое давление;

2. Можно регулировать подачи не только числом оборотов двигателя, но и заменой рабочих пар (цилиндр-поршень(плунжер)).

Отрицательные характеристики поршневых насосов:

1. У поршневых и плунжерных насосов одинарного действия неравномерная подача, т.е. пульсирующая, а это приводит к высокой вибрации и к дальнейшему разрушению гидросистемы поэтому принято считать, что с наибольшей вибрацией работают насосы тройного действия;

2. Более того поршневые и плунжерные насосы оборудуются воздушными колпаками, которые выравнивают подачу на выходе или для одинарного насоса одинарного действия конструкция насоса меняется и уже этот насос называется дифференциальным.

3. Поршневые и плунжерные насосы более сложные по конструкции и соответственно:

1. Дорогие;

2. Сложные в обслуживании.

Рисунок 4 – Схема УШГН

3. Проектная часть

   1. Анализ добывных возможностей

1. Определение коэффициента продуктивности:

K_пр. = ()

Скв. №803 K_пр.=

Скв. №805 K_пр.=

Скв. №808 K_пр.=

Скв. №809 K_пр.=

Скв. №822 K_пр.=

Скв. №823 K_пр.=

Скв. №842 K_пр.=

Скв, №843 K_пр.=

Скв. №850 K_пр.=

Скв. №852 K_пр.=

Скв. №853 K_пр.=

Скв. №860 K_пр.=

Скв. №861 K_пр.=

Скв. №871 K_пр.=

Скв. №873 K_пр.=

2. Определение максимально допустимого забойного давления:

_max.д. =0,75*P_нас. (η_в % > 50%) , (Мпа)

_max.д. =0,3*P_нас. (η_в % < 50%) , (Мпа)

Скв. №803 (η_в=33,3%) _max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №805 (η_в=48,4%) _max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №808 (η_в=24,2%) _max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №809 (η_в=68,4%) _max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №822 (η_в=25,6%) _max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №823 (η_в=73%) _max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №842 (η_в=13,5%) _max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №843 (η_в=15,1%) _max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №850 (η_в=33,9%) _max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №852 (η_в=40%) _max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №853 (η_в=67,1%) _max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №860 (η_в=90,4%) _max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №861 (η_в=86%) _max.д. =0,75*8,84=6,63

Скв. №871 (η_в=16,7%) _max.д. =0,3*8,84=2,65

Скв. №873 (η_в=67,1%) _max.д. =0,75*8,84=6,63

3. Определение максимально допустимого дебита:

Q_max =K_пр.*(_пл.-_max.д.) ()

Скв. №803 Q_max =0,69*(9,79-2,65)=4,92

Скв. №805 Q_max =0,73*(8,58-2,65)=4,32

Скв. №808 Q_max =1,1*(9,76-2,65)=7,82

Скв. №809 Q_max =1,35*(8,97-6,63)=3,15

Скв. №822 Q_max =1,84*(10,26-2,65)=14

Скв. №823 Q_max =0,32*(11,08-6,63)=1,42

Скв. №842 Q_max =3,37*(8,79-2,65)=20,69

Скв. №843 Q_max =2,24*(9,4-2,65)=15,12

Скв. №850 Q_max =1,02*(10,87-2,65)=8,38

Скв. №852 Q_max =1,04*(11,7-2,65)=9,41

Скв. №853 Q_max =1,03*(8,98-6,63)=2,42

Скв. №860 Q_max =0,8*(10,03-6,63)=2,72

Скв, №861 Q_max =1,81*(10,13-6,63)=6,33

Скв. №871 Q_max =1,33*(8,91-2,65)= 8,32

Скв. №873 Q_max =1,52*(11,9-6,63)=8,01

4. Определение разницы между максимально допустимым и фактическим дебитом:

Q= Q_max – Q_ф. ()

Скв. №803 Q=4,92-5= -0,08

Скв. №805 Q=4,32-5= -0,68

Скв. №808 Q=7,82-8= -0,18

Скв.№809 Q=3,15-10= -6,85

Скв. №822 Q=14-12,3= 1,7

Скв. №823 Q=1,42-3= -1,58

Скв. №842 Q=20,69-15,5= 5,19

Скв. №843 Q=15,12-11= 4,12

Скв. №850 Q=8,38-9,6= -1,22

Скв. №852 Q=9,41-9,1= 0,31

Скв. №853 Q=2,42-6,1= -3,68

Скв. №860 Q=2,72-5,5= -2,78

Скв. №861 Q=6,33-11,7= -5,37

Скв. №871 Q=8,32-7,5= 0,82

Скв. №873 Q=8,01-14= -5,99

Таблица1-Данные расчетов добывных возможностей скважин

№ скв.	Qф.,	пл., МПа	заб., МПа	K,	нас., МПа	ηв, %	max.д., МПа	Qmax,	Q,
803	5	9,79	2,6	0,69	8,84	33,3	2,65	4,92	-0,08
805	5	8,58	1,8	0,73	8,84	48,4	2,65	4,32	-0,68
808	8	9,76	2,5	1,1	8,84	24,2	2,65	7,82	-0,18
809	10	8,97	1,6	1,35	8,84	68,4	6,63	3,15	-6,85
822	12,3	10,26	3,6	1,84	8,84	25,6	2,65	14	1,7
823	3	11,08	1,9	0,32	8,84	73	6,63	1,42	-1,58
842	15,5	8,79	4,2	3,37	8,84	13,5	2,65	20,69	5,19
843	11	9,4	4,5	2,24	8,84	15,1	2,65	15,12	4,12
850	9,6	10,87	1,5	1,02	8,84	33,9	2,65	8,38	-1,22
852	9,1	11,7	3	1,04	8,84	40	2,65	9,41	0,31
853	6,1	8,98	3,1	1,03	8,84	67,1	6,63	2,42	-3,68
860	5,5	10,3	3,2	0,8	8,84	90,4	6,63	2,72	-2,78
861	11,7	10,13	3,7	1,81	8,84	86	6,63	6,33	-5,37
871	7,5	8,91	3,3	1,33	8,84	16,7	2,65	8,32	0,82
873	14	11,9	2,7	1,52	8,84	85,5	6,63	8,01	-5,99