- •Нефтегазопромысловое оборудование
- •Предисловие
- •Тема 1 насосы объемного действия
- •1.1. Классификация поршневых насосов
- •1.2. Принцип работы поршневого насоса
- •1.3. Закон движения поршня насоса
- •1.4. Средняя подача поршневых насосов всех типов
- •1.5. Коэффициент подачи поршневых насосов, факторы на него влияющие
- •1.6. Графики подачи поршневых насосов
- •1.7. Воздушные колпаки
- •1.8. Работа насоса и индикаторная диаграмма
- •1.9. Мощность и кпд поршневого насоса. Определение мощности привода
- •1.10. Определение усилий на основные детали поршневых насосов
- •1.11. Конструкция поршневого насоса: основные узлы и детали
- •1.12. Скважинные поршневые насосы
- •1.13. Эксплуатация поршневых насосов
- •1.14. Регулирование работы поршневого насоса
- •1.15. Роторные насосы
- •1.16. Дозировочные насосы
- •1.17. Смазка узлов приводной части насоса
- •Тема 2 динамические насосы
- •2.1. Схема и принцип действия центробежного насоса
- •2.2. Основное уравнение центробежного насоса
- •2.3. Действительный напор центробежного насоса
- •2.4. Подача центробежного насоса
- •2.5. Мощность и коэффициент полезного действия центробежного насоса
- •2.6. Уравновешивание осевого давления
- •2.7. Явление кавитации и допустимая высота всасывания
- •2.8. Зависимость подачи, напора и мощности от числа оборотов насоса
- •2.9. Коэффициент быстроходности колеса насоса
- •2.10. Рабочая характеристика центробежного насоса
- •2.11. Определение рабочей характеристики насоса при изменении частоты вращения вала
- •2.12. Обточка рабочих колес по диаметру
- •2.13. Влияние плотности и вязкости перекачиваемой жидкости на работу насоса
- •2.14. Работа центробежного насоса в одинарный трубопровод
- •2.15. Работа насоса в разветвленный трубопровод
- •2.16. Параллельная работа центробежных насосов
- •2.17. Последовательная работа центробежных насосов
- •2.18. Регулирование параметров работы центробежного насоса
- •2.19. Эксплуатация центробежных насосов
- •2.20. Конструктивные особенности центробежных насосов Конструкция рабочих колес и отводов центробежного насоса
- •Уплотнения в насосе
- •2.21. Конструкция центробежного насоса серии цнс-180
- •2.22. Осевые насосы
- •2.23. Вихревые насосы
- •2.24. Струйные насосы
- •2.25. Назначение, схема и устройство насосного блока бкнс
- •2.26. Схема системы пттд с использованием погружного центробежного электронасоса
- •Тема 3 компрессоры
- •3.1. Принцип работы и термодинамические условия работы поршневого компрессора
- •3.2. Индикаторная диаграмма идеального рабочего процесса компрессора
- •3.3. Работа на сжатие единицы массы газа в компрессоре
- •3.4. Индикаторная диаграмма реального рабочего процесса компрессора
- •3.5. Подача поршневого компрессора, коэффициент подачи
- •3.6. Многоступенчатое сжатие Принцип получения высоких давлений в поршневом компрессоре
- •Индикаторная диаграмма двухступенчатого компрессора
- •3.7. Мощность и коэффициент полезного действия поршневого компрессора
- •3.8. Охлаждение компрессора, схема систем охлаждения
- •3.9. Принцип расчета системы охлаждения
- •3.10. Конструкции поршневых компрессоров
- •3.11. Основные узлы и детали компрессора
- •3.12. Системы смазки компрессора
- •3.13. Регулирование производительности поршневых компрессоров
- •3.14. Турбокомпрессоры. Принцип работы, схема
- •3.15. Особенности конструкции турбокомпрессора. Сравнение с поршневым компрессором
- •3.16. Характеристика турбокомпрессора
- •3.17. Винтовые компрессоры
- •3.18. Ротационные компрессоры
- •3.19. Газомотокомпрессоры
- •3.20. Эксплуатация поршневых компрессоров
- •3.21. Типы компрессоров, их применение
- •3.22. Компрессорная станция
- •3.23. Неисправности компрессоров
- •Тема 4 оборудование для эксплуатации скважин
- •4.1. Конструкции и обозначения обсадных труб
- •4.2. Назначение и конструкция колонных головок
- •4.3. Конструкция трубных головок
- •4.4. Фонтанная арматура
- •4.5. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда
- •4.6. Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры
- •4.7. Эксплуатация и ремонт фонтанной арматуры
- •4.8. Принцип работы газлифтного подъемника
- •4.9. Компрессорное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
- •4.10. Схема работы бескомпрессорной газлифтной установки
- •4.11. Внутрискважинное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
- •4.12. Схема шсну
- •4.13. Скважинные штанговые насосы
- •4.14. Режим работы скважинных насосов. Динамограммы работы
- •4.15. Подача шсну. Коэффициент подачи
- •4.16. Ремонт, хранение и транспортировка скважинных насосов
- •4.17. Насосные штанги: конструкция, условия работы
- •4.18. Расчет и конструирование колонны штанг
- •4.19. Утяжеленный низ колонны штанг
- •4.20. Эксплуатация, транспортировка и хранение штанг
- •4.21. Насосно-компрессорные трубы
- •4.22. Расчет колонны насосно-компрессорных труб
- •4.23. Кинематика станка-качалки
- •4.24. Силы, действующие в точке подвеса штанг
- •4.25. Принцип уравновешивания станка-качалки
- •4.26. Грузовое уравновешивание станка-качалки
- •4.27. Крутящий момент на кривошипе станка-качалки
- •4.28. Мощность электродвигателя станка-качалки
- •4.29. Коэффициент полезного действия штанговой насосной установки
- •Ориентировочные значения кпд отдельных систем
- •4.30. Подбор оборудовании для штанговой насосной установки
- •4.31. Устьевое оборудование шсну
- •4.33. Основные типы балансирных стан ков-качалок
- •4.34. Канатная подвеска станка-качалки
- •4.35. Монтаж станка-качалки
- •4.36. Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •4.37. Эксплуатация балансирных станков-качалок
- •4.38. Схема уэцн
- •4.40. Конструкция электроцентробежного насоса
- •4.41. Гидрозащита электродвигателя
- •4.42. Система токоподвода
- •4.43. Конструкция электродвигателя
- •4.44. Монтаж установки погружных эцн
- •4.45. Обслуживание установок погружных эцн
- •4.46. Назначение и конструкция обратного и спускного клапанов
- •4.47. Компоновка погружного агрегата электровинтовой насосной установки
- •4.48. Конструкция скважинного винтового насоса
- •4.49. Принципиальные схемы закрытой и открытой гпну
- •4.50. Принцип действия гидропоршневого насосного агрегата (гпна)
- •4.51. Схема работы и принцип действия диафрагменного насоса
- •4.52. Схема работы и принцип действия струйного насоса
- •4.53. Скважинный струйный насос
- •Тема 5 оборудование и инструмент для ремонта скважин
- •5.1. Классификация видов ремонтов и операций, проводимых в скважинах
- •5.2. Талевая система
- •5.3. Инструмент для проведения спуско-подьемных операций (стто)
- •Элеваторы
- •Спайдеры
- •5.4. Роторные установки
- •5.5. Трубные и штанговые механические ключи
- •5.6. Порядок проведения спуско-подъемных операций с применением апр
- •5.7. Подъемные лебедки
- •5.8. Подъемные агрегаты
- •5.9. Вертлюги
- •5.10. Противовыбросовое оборудование
- •5.11. Винтовой забойный двигатель
- •5.12. Ловильный инструмент
- •Тема 6 оборудование для технологических процессов
- •6.1. Насосные установки
- •6.2. Смесительные установки
- •6.3. Автоцистерны
- •6.4. Устьевое и вспомогательное оборудование
- •6.5. Оборудование для депарафинизации скважин
- •6.6. Оборудование для исследования скважин
- •6.7. Эксплуатационные пакеры
- •6.8. Эксплуатационные якори
- •6.9. Расположение оборудования при солянокислотной обработке скважины
- •6.10. Расположение оборудования при гидравлическом разрыве пласта
- •6.11. Расположение оборудования при промывке скважины
- •Тема 7 оборудование для механизации работ
- •7.1. Трубовоз твэ-6,5-131а
- •7.2. Агрегат для перевозки штанг апш
- •7.3. Промысловые самопогрузчики
- •7.4. Агрегат атэ-6
- •7.5. Установка для перевозки кабеля упк-2000п
- •7.6. Агрегат 2парс
- •7.7. Агрегат аза-3
- •7.8. Агрегат 2арок
- •7.9. Агрегат для обслуживания и ремонта водоводов 2арв
- •7.10. Маслозаправщик мз-4310ск
- •Список литературы
- •Оглавление
- •Тема 1. Насосы объемного действия
- •Тема 2. Динамические насосы
- •Тема 4. Оборудование для эксплуатации скважин
- •Тема 5. Оборудование и инструмент для ремонта скважин
- •Тема 6. Оборудование для технологических процессов
- •Тема 7. Оборудование для механизации работ
3.2. Индикаторная диаграмма идеального рабочего процесса компрессора
При рассмотрении идеального цикла поршневого компрессора принимают следующие допущения:
1. Сопротивления движению потока газа (в том числе и в клапанах) отсутствуют.
-
Давление и температура газа во всасывающей и нагнетательной линиях постоянны.
-
Давление и температура газа в период всасывания, так же как и в период выталкивания газа из цилиндра, не меняются.
4. «Мертвое» («вредное») пространство в цилиндре компрессора отсутствует.
5. Нет утечек газа и потерь мощности на трение.
Индикаторная диаграмма идеального цикла представлена на рис. 3.2.
Процесс сжатия газа поршнем характеризуют кривые 1 - 2 При изотермическом процессе это будет кривая 1—2'", при адиабатическом 1—2", а при политропическом 1—2 или 1—2".
Рассматривая политропический процесс 1—2, видим, что за этот период цикла объем газа уменьшится с V1 до У2, давление изменится от p1 до р2, а температура - от Т1 до Т2. Далее идет нагнетание газа в трубопровод 2—3. Давление и температура газа остаются в этот период неизменными (р2 и T2). Весь объем газа V2 переходит в нагнетательный трубопровод. За период 3—4 в цилиндре снижается давление до давления во всасывающем трубопроводе (p1), закрывается нагнетательный клапан и с началом движения поршня вправо открывается всасывающий клапан. Период всасывания характеризуется линией 4—1. Здесь давление и температура газа равны p1 и Т1 в цилиндр поступает объем газа, равный V1.
Рис 3.2. Индикаторная диаграмма идеального цикла компрессора простого действия
Работа сжатия газа от давления всасывания р1 до давления нагнетания р2 в цилиндре компрессора за время одного цикла характеризуется площадью индикаторной диаграммы, ограниченной линиями, которые соединяют точки 1—2—3—4. В случае идеального процесса, когда исключены все непроизводительные потери энергии, затрачиваемая энергия равна полезной. Таким образом, индикаторная диаграмма в этом случае даст величину затрачиваемой и полезной работы.
При изотермическом процессе газ сжимается без нагрева и выходит с меньшей температурой, чем при адиабатическом или политропическом процессах.
Поскольку компрессор предназначен только для сжатия и перемещения газа, то повышение его температуры не является полезной для нас частью работы. Поэтому изотермический процесс (без нагрева газа) более выгоден. При этом процессе на сжатие газа от давления р1 до давления р2 затрачивается меньше энергии (рис. 3.2., площадь 1—2'"—3 -4 наименьшая). Однако изотермический процесс трудно осуществить на практике, и компрессоры работают при политропическом или адиабатическом процессах.
3.3. Работа на сжатие единицы массы газа в компрессоре
Работа идеального цикла компрессора (Lполн) равна сумме работы сжатия газа (L1) и работы вытеснения газа в нагнетательный трубопровод (L2) за вычетом работы, обусловленной энергией газа, имевшейся у него уже во всасывающем трубопроводе (L3):
Lполн=L1+L2 –L3. (3.4)
Работа сжатия газа от давления р1 до давления р2 характеризуется площадью индикаторной диаграммы, ограниченной линиями 1—2—6—7 (рис. 3.2.). При политропическом процессе:
. (3.5)
При адиабатическом процессе:
(3.6)
При изотермическом процессе:
(3.7)
Работа нагнетания (площадь 2- 3-5—6):
L2=р2V2. (3.8)
Работа, совершаемая газом благодаря имеющейся у него энергии
(площадь 1—4- 5—7):
L3=р1V1 (3.9)
Если в формуле (3.4) заменим L1, L2, L3 выражениями из правых частей равенств (3.5). (3.8) и (3.9), то полная работа при политропическом процессе сжатия будет определяться формулой:
.
Учитывая,
что при политропическом процессе
,
последняя
формула примет вид:
. (3.10)
При адиабатическом процессе формула (3.10) будет иметь вид:
. (3.11)
Если в формуле (3.4) заменим L1, L2, L3 выражениями из правых частей равенств (3.7), (3.8) и (3.9), то полная работа при изотермическом процессе сжатия будет находиться следующим образом:
![]()
Так как при изотермическом процессе p1V1 = p2V2, то имеем:
(3.12)
В этих формулах:
р1 - начальное давление, Н/м2;
р2 - конечное давление в конце процесса сжатия;
V - удельный объем газа, м3/кг;
L - удельная работа, Нм/кг.
