
- •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
5.5.8 Розрахунок параметрів шсн
При відомих діаметрі плунжера, довжині переміщення точки підвісу штанг та частоті подвійних ходів точки підвісу штанг теоретична секундна подача насоса Qт визначається за формулою
Qт = F ∙ S ∙ n, (5.90)
де F - площа поперечного перерізу плунжера;
,
(5.91)
- діаметр плунжера;
S - довжина переміщення точки підвісу штанг;
n - частота подвійних ходів точки підвісу штанг.
Фактична подача Qф залежить від коефіцієнта подачі насоса:
,
(5.92)
На величину коефіцієнта подачі впливає ряд суттєвих факторів, до яких відносяться наступні:
,
(5.93)
де
-
коефіцієнт, який враховує зменшення
подачі насоса за рахунок зменшення
довжини переміщення плунжера в результаті
пружних деформацій штанг і труб, які
виникають при їх переміщенні;
,
(5.94)
де
- фактична
довжина переміщення плунжера;
-
коефіцієнт наповнення насоса.
З достатньою для практики точністю його величину можна визначити, як
,
(5.95)
що обумовлює зменшення наповнення насоса рідиною в залежності від: наявності газу в рідині (ηг); втрат рідини в всмоктувальному клапані (ηвс.кл.); втрат рідини в нагнітальному клапані (ηнаг.кл.) із-за перетоку її з порожнини нагнітального в порожнину всмоктувального клапана та втрат рідини в щілині плунжерної пари (ηпл).
Якщо розглядати гідромеханіку руху рідини стосовно нових насосів, в яких в результаті спеціальних випробовувань забезпечується надійна герметичність клапанів, то втратами рідини в клапанних парах можна знехтувати і прийняти :
і
.
(5.96)
Таким чином можна
вважати, що величина коефіцієнта
наповнення залежить від двох параметрів
і визначається як відношення об’єму
рідини, що відкачується насосом до
об’єму насоса, що описується плунжером
при його переміщенні:
,
(5.97)
,
(5.98)
де V - об’єм циліндра, не заповнений рідиною в зв’язку із заповненням його вільним газом, що виділився з рідини або заповнив циліндр разом з рідиною.
Шкідливий вплив вільного газу на роботу насоса можна попередити. Для цього при підборі насоса для заданих умов експлуатації задаються такою глибиною занурення його під динамічний рівень, де тиск на прийомі насоса перевищує тиск насичення парів газу. Тобто газ знаходиться у рідині в розчиненому стані. Крім цього для виділення вільного газу із газорідинних сумішей на прийомі насоса встановлюються газосепаратори та інші пристрої, за допомогою яких вільний газ не поступає у насос, а відводиться в міжтрубний простір. З цього витікає, що основним фактором, який визначає величину коефіцієнта наповнення, слід вважати втрати рідини V, що мають місце в кільцевій щілині між плунжером і циліндром.
Найбільші втрати в плунжерній парі виникають при переміщенні головки балансира вверх, коли нагнітальні клапани герметично закриті і тиск над плунжером максимальний. Сумарна величина втрат визначається як різниця між об’ємом рідини, що стікає вниз по кільцевій щілині між плунжером і циліндром під дією перепаду тиску на плунжер та об’ємом рідини, яка за рахунок молекулярних сил щеплення з матеріалом плунжера переміщається з ним вверх.
Величина втрат залежить від ряду факторів, основними з яких є: режим руху рідини (ламінарний або турбулентний); величина зазору між плунжером і циліндром, обумовлена групою посадки та форма розміщення плунжера стосовно осі циліндра.
Для нового насоса втрати рідини в залежності від режиму її руху рекомендується визначати за А.М. Пірвердяна:
- при ламінарному русі рідини :
;
(5.99)
- при турбулентному русі рідини :
,
(5.100)
де
-
зазор в плунжерній парі при концентричному
розміщенні циліндра і плунжера, м;
-
тиск на виході насоса, Па;
-
тиск в циліндрі при всмоктуванні рідини,
Па;
,
-
густина (кг/м3)
і кінематична в'язкість м /с) рідини
відповідно;
-
середня швидкість переміщення плунжера
;
,
(5.101)
с – відносний
ексцентриситет,
(е - абсолютний ексцентриситет між
центрами плунжера і циліндра);
-
довжина плунжера, м;
У випадку комплектації насосів плунжерами із кільцевими канавками
,
(5.102)
де l – загальна довжина плунжера;
b – ширина канавок;
n – кількість канавок.