- •Глава 1
- •1.1. Конструкция скважины
- •1.2. Обсадные трубы
- •1.4. Расчет обсадных колонн
- •1.5. Насосно-компрессорные трубы
- •1.6. Насосно-компрессорные трубы зарубежных фирм
- •1.7. Расчет насосно-компрессорных труб
- •1.8. Колонные головки
- •1.9. Скважинные уплотнители - пакеры
- •1.10. Кпапаны-отсекатели
- •Глава 2
- •2.1. Фонтанная арматура, ее схемы и назначение
- •2.2. Основные типы и конструкции фонтанной арматуры
- •2.3. Запорные устройства фонтанной арматуры
- •2.4. Фланцевые соединения фонтанной арматуры
- •2.5. Скважинное оборудование для фонтанной эксплуатации скважин
- •Глава 3
- •3.1. Принцип работы газлифтного подъемника
- •3.2. Установки для газлифтного способа добычи нефти
- •3.2.1. Газлифтная установка л
- •3.2.2. Газлифтная установка лн
- •3.2.3. Газлифтная установка с комплексом управления скважинными отсекателями
- •3.2.4. Газлифтная установка лп
- •3.3. Скважинное оборудование для газлифтного способа добычи нефти
- •3.3.1. Газлифтные клапаны
- •3.3.2. Скважинные камеры
- •3.3.3. Пакеры и якори
- •3.3.4. Циркуляционные и ингибиторные клапаны
- •3.3.5. Клапаны-отсекатели и замки
- •3.3.6. Разъединитель колонны
- •3.3.7. Телескопические соединения
- •3.3.8. Приемный клапан и глухая пробка
- •3.4. Устьевое оборудование газлифтных скважин
- •3.5. Техника для канатных работ в газлифтных скважинах
- •3.5.1 .Оборудование устья для проведения канатных работ
- •3.5.2. Лебедка с гидравлическим приводом
- •3.6. Компрессоры для газлифтной добычи нефти
- •3.6.1. Газомоторные компрессоры
- •3.6.2. Конструкция газомотокомпрессора
- •3.6.3. Центробежные компрессоры для добычи нефти газлифтным способом
- •Глава 4
- •4.1. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом
- •4.1.1. Погружные центробежные насосы
- •4.1.2. Газосепараторы и диспергаторы центробежных насосов для добычи нефти
- •4.1.3. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •4.1.4. Система токоподвода установок эцн
- •4.1.4.1. Устройства управления и защиты
- •4.1.4.2. Оборудование регулировки частоты вращения погружных двигателей
- •4.1.4.3. Оборудование диагностики уэцн
- •4.1.4.4. Трансформаторы для уэцн
- •4.1.4.5. Кабельные линии установок эцн
- •4.1.5. Оборудование устья скважины и вспомогательное оборудование для эксплуатации уэцн
- •4.1.5.1. Оборудование устья скважины для эксплуатации уэцн
- •4.1.5.2. Узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважины
- •4.1.5.3. Приспособления для крепления и защиты кабеля
- •4.1.5.4. Пункты подключения кабельных линий
- •4.1.5.5. Приспособления для подвески и направления кабеля при спускоподъемных операциях
- •4.1.5.6. Установки для намотки и размотки кабелей (кабельных линий)
- •4.1.5.7. Оборудование для монтажа и заправки маслом узлов уэцн на устье скважин
- •4.2. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •4.2.1. Принцип действия винтовых насосов
- •4.2.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •4.2.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
- •4.2.4. Рабочие характеристики винтовых насосов
- •4.2.5. Погружные электродвигатели для винтовых насосов
- •4.2.6. Установки погружных винтовых насосов зарубежного производства
- •4.3. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •4.4. Установки скважинных штанговых насосов для добычи нефти
- •4.4.1. Приводы сшну
- •4.4.2. Редукторы механических приводов скважинных штанговых насосных установок
- •4.4.3. Приводы длинноходовых насосных установок
- •4.4.4. Гидравлические и пневматические приводы скважинных штанговых насосных установок
- •4.4.5. Оборудование устья скважины при эксплуатации сшну
- •4.4.6. Скважинные штанговые насосы - основные виды и области применения
- •4.5.7. Насосные штанги
- •4.4.8. Вспомогательное скважинное оборудование сшну
- •4.4.9. Теория работы сшну
- •4.4.9.1. Элементарная теория работы установки штангового насоса. Основные допущения.
- •4.4.9.2. Теория работы установки, приближенная к реальным условиям
- •4.4.9.3. Вопросы, не учтенные точной теорией
- •4.4.10. Неисправности в работе сшну.
- •2. Неисправности возникающие в клиноременной передаче.
- •4.5. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
- •4.5.1.Состав установки и ее особенности
- •4.5.2. Классификация вшну
- •4.5.3. Скважинный штанговый винтовой насос
- •4.5.4. Привод скважинных штанговых винтовых насосов
- •4.5.5. Особенности работы и расчета штанг с винтовыми насосами
- •4.5.6. Подбор оборудования скважинных штанговых винтовых насосных установок
- •4.6.1. Скважинные гидропоршневые насосные установки
- •4.6.2. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок
- •4.6.3. Гидроштанговые насосные установки
- •4.6.4. Струйные насосные установки
- •Глава 5
- •5.1. Оборудование для поддержания пластового давления и вытеснения нефти водой
- •5.1.1. Оборудование водозабора и подготовки воды
- •5.1.2. Наземные насосные установки системы ппд
- •5.1.3. Установки погружных центробежных насосов для поддержания пластового давления
- •5.1.4. Устьевое и скважинное оборудование системы ппд
- •5.2. Оборудование для закачки газа в пласт
- •5.3. Оборудование для водогазового воздействия на пласт
- •Глава 6
- •6.1. Грузоподъемное оборудование
- •6.2. Инструмент для выполнения спускоподъемных операций
- •6.3. Средства механизации для спускоподъемных операций
- •6.4. Наземное технологическое оборудование
- •6.5. Оборудование для ликвидации аварий и инструмент для ловильных работ
- •6.6. Оборудование для освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •6.7. Оборудование для воздействия на пласт и призабойную зону пласта
- •6.7.1. Оборудование для теплового воздействия
- •6.7.2. Оборудование для химического воздействия
- •6.7.3. Оборудование для гидравлического разрыва пласта
- •6.7.4. Новые виды воздействия на призабойную зону пласта
- •Глава 7
- •7.1. Общая схема системы сбора продукции скважин
- •7.2. Система сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.3. Оборудование для замера дебита скважин
- •7.4. Оборудование для подготовки нефти и газа
- •7.5. Оборудование для сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.6. Система обработки и использования пластовых и сточных вод
- •7.7. Расчет сосудов для сбора и подготовки продукции скважин
- •7.8. Насосные и компрессорные станции системы сбора и подготовки продукции добывающих скважин
- •7.9. Нефтепромысловые трубы и запорная арматура, применяемая на газовых промыслах
- •Глава 1. Оборудование скважин 5
- •Глава 2. Оборудование для фонтанной эксплуатации
- •Глава 3. Оборудование для газлифтной эксплуатации
- •Глава 5. Оборудование для поддержания пластового
- •Глава 6. Оборудование для проведения ремонтных работ на
- •Глава 7. Оборудование для сбора, подготовки
4.2.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
Рассмотрим явления, связанные с зазорами и натягами, имеющимися в насосе.
Практика проектирования насосов с упругой обоймой показывает, что для обеспечения эффективной работы необходимо создать достаточную герметичность по линиям контакта поверхностей винта и обоймы. Обычно герметичность достигается тем, что рабочий винт имеет превышение одного или нескольких размеров (чаще всего поперечного сечения) над соответствующими элементами профиля обоймы, т. е. имеет место первоначальный натяг 8«.
С другой стороны, с целью создания смазки на контактной поверхности геометрические размеры рабочих органов выбираются таким образом, чтобы обеспечить при работе насоса появление зазора.
Анализ деформации резины в случаях, когда сечение винта занимает крайнее положение в сечении обоймы, показывает, что образующийся после деформации зазор весьма мал, и для практических расчетов им можно пренебречь.
На основании исследований, проведенных в ОКБ БН-КОННАС и РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, были сделаны следующие выводы.
1. Одновинтовой насос характеризуется непостоянной ориентацией рабочего винта. При работе насоса под действием инерционных и гидравлических сил происходит радиальная деформация упругой обоймы и смещение винта в поперечном направлении.
2. Деформация обоймы предопределяет возникновение зазора с одной стороны диаметрального сечения винта и натяга между винтом и обоймой с другой, величина и протяженность которых непостоянны.
3. В процессе работы насоса винт самоустанавливается в обойме, вследствие чего силы, действующие на обойму, распределяются достаточно равномерно по всей длине (при идеальной геометрии винта и обоймы).
4. Коэффициент трения винта по резиновой поверхности обоймы практически постоянен.
5. Мощность трения на длине обоймы может быть определена из выражения:
Где f- коэффициент трения пары «обойма-винт», в функции удельного давления; n — скорость вращения приводного вала, об/мин.
6. Для обойм, внутренняя полость которых отлита из резины с твердостью 55—75 ед. по ТМ-2, оптимальным с точки зрения равномерности распределения давления вдоль оси обоймы следует считать межвитковый перепад давления, равный Рк=0,14 - 0,17 МПа (1,3-1,8 кГс/см2).
Величина утечек винтовой пары (объемного КПД винтового насоса) зависит от межвиткового перепада давления и величины первоначального натяга.
На рис. 4.69 показана зависимость объемных потерь винтового насоса от величины первоначального натяга при перекачке воды.
В связи со всем вышеизложенным можно сделать вывод о том, что величина первоначального натяга оказывает большое влияние на технико-экономические показатели одновинтовых насосов. С повышением величины 80 уменьшается зазор в проточной части контактной линии, вследствие чего уменьшаются объемные потери; увеличиваются нормальная сила и удельное давление, что вызывает увеличение механических потерь. При натяге 50 >5о 0т наблюдается резкое понижение общего КПД насоса.
