
- •Класифікація обладнання, машин та споруд для експлуатації нафтових і газових родовищ
- •V група. Обладнання для експлуатації морських нафтогазових і газових промислів:
- •Vі група. Обладнання для збору і підготовки нафти і газу до транспортування:
- •Vііі група. Обладнання ремонтно-механічної служби для підтримування в працездатному стані всього парку машин, спеціального обладнання, споруд.
- •1 Обладнання експлуатаційної свердловини
- •1.1 Обсадні труби
- •1.2 Колонна головка (обв’язка)
- •1.3 Розрахунок колонної головки
- •1.4 Випробування колонних головок
- •1.5 Свердловинні ущільнювачі (пакери)
- •1.5.1 Призначення. Параметри. Типи. Конструктивні особливості
- •1.5.2 Конструкції ущільнювального елементу
- •Контрольні запитання
- •2 Обладнання для підйому продукції із свердловин. Обладнання для експлуатації свердловин фонтанним способом
- •2.1 Насосно-компресорні труби
- •2.2 Фонтанна арматура
- •2.2.1 Призначення. Умови експлуатації. Типові схеми. Параметри. Умовні позначення. Область раціонального застосування
- •2.2.2 Вибір типорозміру фонтанних арматур та їх виконання для нафтових і газових свердловин
- •2.2.3 Фонтанне обладнання закордонного виробництва
- •2.2.4 Запірні пристрої фонтанної арматури
- •Кульової (в) засувок
- •2.2.5 Регулюючі пристрої фонтанної арматури
- •2.2.6 Маніфольди фонтанної арматури
- •2.3 Фланцеві з’єднання фонтанних арматур
- •2.3.1 Типи фланцевих з’єднань
- •2.3.2 Визначення зусиль, що діють на фланцеве з’єднання
- •2.3.3 Перевірочний розрахунок деталей фланцевого з’єднання на статичну міцність
- •2.3.4 Перевірка шпильки на міцність
- •2.3.5 Розрахунок циліндричної частини елементів фонтанної арматури
- •2.3.6 Випробування фонтанних арматур
- •Контрольні запитання
- •3 Обладнання для газліфтної експлуатації свердловин
- •3.1 Призначення, склад та комплектність установок для експлуатації свердловин безкомпресорним та компресорним газліфтом
- •3.2 Різновиди газліфтних установок за функціональним призначенням
- •3.3 Свердловинне обладнання газліфтних установок. Технічні параметри та конструктивні особливості свердловинних камер, газліфтних клапанів
- •Контрольні запитання
- •4 Установки безштангових насосів для видобутку нафти
- •4.1 Обладнання установки заглибного електровідцентрового насоса. Умови застосування. Склад та призначення обладнання
- •4.1.1 Особливості конструкцій насосів типу евн
- •4. 1.2 Осьові опори та радіальні підшипники вала насоса
- •4.1.3 Вибір евн для нафтових свердловин
- •4.1.4 Вплив газу на роботу насосної установки
- •4.1.5 Методи боротьби зі шкідливим впливом газу на роботу насосної установки
- •4.1.6 Конструкції і принцип дії газосепараторів і диспергаторів
- •Умови експлуатації
- •4.1.7 Газосепаратори фірми Сentrilift
- •4.1.8 Газосепаратори і диспергатори фірми reda
- •4.1.9 Деякі розрахунки основних деталей
- •4.2 Установка заглибного гвинтового електронасоса
- •4.3 Установка заглибних діафрагмових електронасосів
- •4.4 Струменеві насосні установки
- •4.5 Вібраційні насосні установки
- •4.6 Установки гідропоршневих насосів
- •4.6.2 Порядок розрахунку параметрів вузлів гпну
- •5 Штангові свердловинні насосні установки
- •5.1 Штангова свердловинна насосна установка. Комплект обладнання
- •Контрольні запитання
- •5.2 Приводи шсн
- •5.2.1 Класифікація індивідуальних приводів штангових насосів за основними параметрами
- •5.2.2 Тихохідні верстати-качалки
- •5.2.3 Верстати-качалки з фігурним балансиром
- •5.2.4 Привод штангового свердловинного насоса щоглового типу
- •5.2.5 Безбалансирні верстати-качалки
- •5.2.6 Гідроприводні штангові насосні установки
- •Контрольні запитання
- •5.3 Кінематичний розрахунок балансирного приводу (верстата – качалки)
- •5.4 Визначення сил, які діють в точці підвісу штанг
- •5.4.1 Пружні деформації штанг і труб
- •5.4.2 Умови роботи та головні завдання розрахунків верстатів-качалок
- •5.4.3 Методи зрівноваження верстатів-качалок
- •5.4.5 Тангенціальні зусилля на пальці кривошипа верстата-качалки
- •5.4.4 Вибір способу зрівноваження і практичні методи зрівноваження
- •5.4.5 Визначення споживаної потужності установки
- •5.4.6 Сили, що діють на вузли верстата-качалки
- •5.5 Штангові свердловинні насоси
- •5.5.1 Класифікація і основні типи шсн
- •5.5.2 Вставні насоси
- •Виконання нв1с
- •5.5.3 Насоси для ускладнених умов експлуатації
- •5.5.4 Замкові опори
- •5.5.5 Невставні (трубні) насоси
- •5.5.6 Область застосування вставних і невставних (трубних) штангових свердловинних насосів
- •5.5.7 Основні вузли і деталі шсн та їх виконання
- •5.5.8 Розрахунок параметрів шсн
- •5.5.8 Нагнітальний клапан
- •5.5.10 Всмоктувальний клапан
- •5.5.11 Розрахунок на міцність деталей свердловинного насоса
- •5.6 Насосні штанги
- •5.6.1 Умови експлуатації штанг
- •5.6.2 Сталі для виготовлення насосних штанг, область застосування, основні правила транспортування та зберігання
- •5.6.3 Виготовлення насосних штанг і з’єднувальних муфт
- •5.6.4 Механічні параметри і матеріали для насосних штанг
- •5.6.5 Аналіз причин руйнування штангових колон
- •5.6.6 Методи розрахунку насосних штанг
- •5.6.7 Вдосконалення технологій виробництва сталевих штанг
- •5.6.8 Методи захисту штанг від корозійного і корозійно-механічного руйнування
- •5.6.9 Методи підвищення експлуатаційних показників штанг
- •5.6.10 Пустотілі сталеві насосні штанги
- •Технічна характеристика пустотілих штанг, які випускаються в рф
- •5.6.11 Безперервно-намотувані штанги
- •5.6.12 Склопластикові штанги
- •5.7 Допоміжне обладнання штангових свердловинних насосних установок
- •5.7.1 Центратори та протектори
- •5.7.2 Амортизатори
- •5.7.3 Газосепаратори
- •5.8 Діагностування роботи шсну
- •5.9 Вибір обладнання шсну
- •6 Установки штангових гвинтових насосів для видобутку нафти
- •6.1 Склад обладнання
- •6.2 Привод штангових гвинтових насосів
- •6.3 Особливості роботи і розрахунку штанг з гвинтовими насосами
- •6.4 Вибір обладнання гвинтових штангових насосних установок
- •7 Підземний ремонт свердловин. Обладнання для проведення підземного ремонту свердловин
- •7.1 Структура підземного ремонту свердловин
- •7.1.1 Поточний ремонт свердловин
- •7.1.2 Капітальний ремонт свердловин
- •7.2 Класифікація обладнання для поточного ремонту свердловин
- •7.3 Класифікація обладнання для капітального ремонту свердловин
- •7.4 Інструмент та пристрої для спо при існуючому рівні механізації
- •7.4.1 Штропи
- •7.4.2 Спайдери
- •7.4.3 Клини
- •7.4.4 Ключі
- •7.4.5 Трубні і штангові механічні ключі
- •7.4.6 Ключ штанговий
- •7.5 Інші види обладнання
- •7.5.1 Ротори
- •7.5.2 Вертлюги
- •7.5.3 Гвинтові вибійні двигуни
- •7.5.4 Талева система
- •7.6 Агрегати для підземного ремонту свердловин
- •7.6.1 Загальна характеристика та класифікація
- •7.6.2 Особливості конструкцій агрегатів
- •7.7 Розрахунок підйомника
- •7.7.1 Визначення навантаження на гак
- •7.7.2 Швидкості підйому і спуску колони труб і штанг.
- •7.7.3 Розрахунок фрикційної муфти зчеплення
- •7.7.4 Розрахунок стрічкового гальма
- •7.7.5 Вплив довжини свічки на темп
- •7.8 Обладнання для промивання піщаних відкладень в нафтових і газових свердловинах
- •7.8.1 Вимоги до насосних установок та їх вибір
- •8 Обладнання для збору та підготовки нафти, газу і води
- •8.1 Системи збору та підготовки нафти, газу і води на промислах
- •8.2 Загальна схема системи збору продукції свердловини
- •Перелік використаних та рекомендованих джерел
4.1.9 Деякі розрахунки основних деталей
електровідцентрового насоса
При розрахунку насоса провіряють його габарити. Діаметри корпусів насосів для свердловин з обсадними колонами одного номінального розміру уніфіковані. Корпус має зовнішні діаметри, відповідно рівні для колон 146 мм з товщиною стінки до 8 мм – 103, при всіх товщина стінки обсадної колони (аж до 12 мм) – 92; для колон 168 мм – відповідно 114, 100 мм і для обсадних колон із внутрішним діаметром не менше 112 мм – відповідно 86 мм.
Довжина корпусу насоса не повинна перевищувати 6 м – прийнятого найбільшого розміру уніфікованого корпусу.
Високонапірні насоси складаються із декількох секцій, в корпусах яких розміщені всі ступені.
Розрахунок корпусу насоса. Корпус розраховують таким чином.
1) Вибирають вихідні дані розрахунку: геометричні розміри корпусу і його найбільш слабкі місця; напір, на який розраховується корпус.
2) Визначають зусилля попереднього затягування пакета ступеней. Затягування повинно забезпечити щільність в місцях з’єднання ступеней і попередити провертання направляючих апаратів.
Вираз для сили затягування знайдений з врахуванням пружності корпусу і стягуючих ступеней.
Задача дещо ускладнюється тим, що робоче навантаження на направляючі апарати не рівномірні по висоті насоса. Воно найбільше для нижньої ступені (сила від напору всіх ступеней) і найменше для верхньої (сила від напору однієї ступені).
У загальному вигляді залежність для визначення сили затягування
Т > XPн + G1, (4.1)
де Pн – найбільше робоче навантаження (тобто зусилля від тиску нагнітальної рідини на ступені при режимі закритої засувки);
G1 - вага заглибного агрегату (насоса, гідрозахисту, електродвигуна);
Х - коефіцієнт основного навантаження.
Розкриваючи коефіцієнт основного навантаження і Pн отримаємо:
T = k
,
(4. 2)
де Ек , Ен.а – модулі пружності матеріалів корпусу і направляючих апаратів відповідно;
Fк , Fн.а – площі відповідно поперечного перерізу корпусу і направляючих апаратів;
Н - напір насоса в режимі закритої засувки;
rвн - внутрішній радіус розточки корпусу;
К - коефіцієнт запасу щільності стику. Приймається рівним 1,4 – 1,5.
3) Повне осьове навантаження складається із зусиль попереднього затягування, і додаткового зусилля, яке виникає при роботі насоса
=
T +
,
(4. 3)
Модуль пружності для чавуну направляючого апарата:
=1.45
МПа.
.
(4. 4)
4) Визначають осьове напруження в ослабленому перерізі корпусу, наприклад у проточці:
.
(4. 5)
Fk - площа поперечного перерізу корпусу в ослабленному перерізі.
5) Визначають тангенціальне напруження в ослабленому перерізі корпусу:
,
(4. 6)
де
– коефіцієнт Пуассона для сталі 45,
=
0,28;
Р - тиск рідини в насосі під час роботи;
S - товщина стінки корпусу в ослабленому перерізі.
Враховуючи умову, що тиск нагнітання рідини діє на корпус:
.
(4. 7)
6) Визначають радіальне напруження на внутрішньому діаметрі проточки корпусу:
(4. 8)
Корпус насосів виготовляють із трубних заготовок (l = 2100, 3600, 4200, 5100, 6150 м ).
7) Визначають еквівалентне напруження за енергетичною теорією:
=
(4. 9)
Еквівалентне
напруження повинно бути менше границі
плинності матеріалу корпусу, n
=
;
Для сталі 45 границя плинності у= 360 МПа.
Розрахунок вала насоса. Практика експлуатації ЕВН показала, що найбільш правильно розраховувати вали виходячи із умов їх нормальної роботи при максимальній потужності насоса, не враховуючи аварійних навантажень при заклинюванні вала.
Навантаження. При нормальній роботі вал насоса піддається дії:
- крутного моменту;
- осьового стискаючого навантаження на верхній торець вала;
- радіального навантаження на шліцеву муфту.
Найбільші навантаження прикладені до вала в його нижній частині.
Крутний момент обумовлюється споживаною насосом потужністю і частотою обертів вала.
Осьове навантаження враховують при перевірці стійкості вала, (при перевірці на міцність вала ним нехтують).
Радіальне навантаження на вал викликане не співвісним розміщенням валів насоса і протектора у зібраному агрегаті і неточністю виготовлення шліцевого з’єднання.
Визначення розмірів вала:
- визначають орієнтовно розміри вала за внутрішнім діаметром шліців без врахування концентрації напружень і згинання вала:
,
(4.10)
,
(4.11)
де - крутний момент,
який виникає при запуску насоса, причому
=
(1,4 - 1,7) Тн.
Тн - номінальний крутний момент.
Для визначення Тн використовують відому формулу
Тн
=
.
(4.12)
Вал працює більшу
частину часу при постійних навантаженнях,
тому допустиме напруження на кручення
приймають виходячи із запасу міцності
,
яке беруть 1,8 – 2,2, напруження на розтяг,
рівного []р
=
де и – границя міцності матеріалу вала.
[]кр = (0,5 – 0,6)[]р , (4.13)
За діаметром
вибирають розмір стандартного шліцьового
з’єднання так, щоб внутрішній діаметр
шліців був рівний або більший
розрахункового. За допомогою шліців
з’єднують вали відцентрового насоса
і протектора, а також секції між собою.
Вали ЕВН виготовляють протягуванням із прутків сталі 03Х14Н7В, (и = 930 МПа, = 785 МПа).
Заготовки для валів – прутки діаметром 17, 20, 22, 25, 28, 30 мм.
Сучасні методи виготовлення дозволяють забезпечити високу точність і взаємозамінність шліцьових деталей. В заглибних відцентрових насосах застосовують прямобічне шліцеве з’єднання із центруванням по зовнішньому діаметру, так як ставляться підвищені вимоги до точності спряження валів насоса і привода.
Максимальні дотичні напруження при крученні розраховують для нижнього шліцевого кінця вала:
= Тмакс Wр , (4.14)
де Wр – момент опору шліцевого кінця вала.
Для передачі крутного моменту T на робочі колеса насоса використовують шпонкове з’єднання. На валу фрезерують загальну шпоночку канавку, в яку закладають чистотягнуті прутки із латуні або сталі (для
високонапірних насосів). В робочих колесах виготовляють шпонковий паз. Розміри шпонок вибирають із розрахунку на зминання по бокових гранях шпонки під дією колової сили Ft, яка передається робочому колесу
(4.15)
де h - висота шпонки;
t - глибина паза на валу;
l – довжина посадочної частини робочого колеса;
d – діаметр вала.