
- •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
3.5. Подача поршневого компрессора, коэффициент подачи
Подачей компрессора называют объем или массу газа, проходящего за единицу времени по линии всасывания или линии нагнетания компрессора. Расход газа при нагнетании всегда меньше, чем при всасывании, за счет утечек газа через неплотности. Объемный расход газа обычно рассчитывается исходя из условий всасывания, нормальных условий (давление 1013,25 гПа и температура 293,15 °К) или стандартных условий (1013,25 гПа и 293,15 °К).
Потребителя интересует обычно количество газа, подаваемого ему от компрессора, приведенное к нормальным или стандартным условиям. Иногда эту подачу называют коммерческой.
Подача компрессора с одним цилиндром одинарного действия рассчитывается по формуле:
V = λVTn, (3.13)
где λ - коэффициент подачи, зависящий от многих факторов;
VТ - объем воздуха, перекачиваемого поршнем за ход в одну сторону;
п - число двойных ходов поршня в минуту (с возвращением в исходное положение). Коэффициент подачи рассчитывается по формуле:
λ = λ О λ Г λ Т λР (3.14)
где коэффициенты; λ О - объемный;
λ Г - герметичности;
λ Т - температурный;
λР - давления.
Объемный коэффициент отражает степень полноты использования объема цилиндра:
, (3.15)
где m - показатель политропы;
ξ - степень сжатия компрессора;
а - относительный коэффициент «мертвого» пространства.
.
Коэффициент герметичности λ Г вводится ввиду того, что могут быть запаздывание закрытия клапанов, негерметичностъ уплотнений зазора между поршнем и цилиндром, уплотнений штоков у цилиндров двойного действия, негерметичность соединений рабочих каналов. Коэффициент герметичности обычно принимается в пределах 0,95...0,98.
Температурный коэффициент λ Т отражает влияние нагрева газа при всасывании за счет теплообмена с горячими стенками цилиндра и каналов. При нагреве увеличивается объем газа, находящегося в цилиндре, и уменьшается полезный объем газа, поступающего в цилиндр из всасывающего патрубка. Температурный коэффициент зависит от степени сжатия газа, поскольку от этого зависят температура нагнетаемого газа и температура стенок каналов и цилиндра. Ориентировочно температурный коэффициент можно найти по формуле:
λ Т =1-0,01{ξ-1). (3.16)
Коэффициент давления λР учитывает снижение подачи компрессора за счет уменьшения давления газа в цилиндре при всасывании по сравнению с давлением во всасывающем патрубке. В результате этого снижения давления газ расширяется и в цилиндр входит меньшее его количество. На подачу влияет уменьшение давления не в начале, а в конце периода всасывания. Коэффициент давления обычно находится в пределах 0,95...0,98.
3.6. Многоступенчатое сжатие Принцип получения высоких давлений в поршневом компрессоре
При необходимости сжимать газ до давления, превышающего 0,4...0,7 МПа по манометру, применяют многоступенчатое сжатие, сущность которого состоит в том, что процесс сжатия газа разбивается на несколько этапов, или ступеней. В каждой из этих ступеней газ сжимается до некоторого промежуточного давления и, перед тем как поступать в следующую ступень, охлаждается в межступенчатом холодильнике. В последней ступени газ дожимается до конечного давления. В современных компрессорах высокого давления число ступеней сжатия достигает семи.
Введение многоступенчатого сжатия позволяет:
-
уменьшить работу, затраченную на сжатие;
-
ограничить температуру в конце сжатия;
-
обеспечить более высокий коэффициент подачи.
Как было сказано выше, работа при адиабатическом сжатии значительно превышает работу при изотермическом сжатии. При увеличении степени сжатия это расхождение быстро увеличивается. Значительное увеличение давления газа в одном цилиндре приводит к тому, что самое тщательное охлаждение цилиндра не приближает процесс сжатия к изотермическому, и он становится близок или практически идентичен адиабатическому процессу. Это устанавливает предел повышения давления в одном цилиндре компрессора.
Для уменьшения работы сжатия применяется ступенчатое сжатие газа с охлаждением его в охладителях, расположенных между ступенями компрессора.
В результате охлаждения газа устраняется и другая причина, обусловливающая применение ступенчатого сжатия - это недопустимое повышение температуры газа при большой степени повышения давления одноступенчатым компрессором. Температура на этапе сжатия газа не должна достигать значений, при которых происходит изменение свойств компрессорного масла. С повышением температуры газа вязкость масла уменьшается, ухудшаются условия смазки и увеличивается износ трущихся деталей компрессора. При достижении температур порядка 180...200 °С масло разлагается, в результате чего поверхности деталей цилиндра компрессора и нагнетательный трубопровод покрываются нагаром. Это ухудшает охлаждение компрессора и нарушает его нормальную работу (увеличивается трение между поршневыми кольцами и цилиндром, ухудшается работа клапанов; возможны поломки колец и задиры поверхности цилиндра, возникает опасность самовозгорания и взрыва в нагнетательной линии).
В одной ступени компрессора можно достичь только определенных значений ξ = р2/р1. Так, чрезмерное повышение ξ может привести к значительному уменьшению коэффициента подачи и, следовательно, к уменьшению производительности компрессора. Предельный случай, когда компрессор перестает перемешать газ, будет при λ0=0. При этом критическое значение ξ, исходя из формулы (3.15), будет определяться по формуле:
. (3.17)
Так, при а = 0,1 и показателе политропы т = 1,2 критическое значение ξ= 17.8, компрессор будет работать вхолостую. Это объясняется тем, что при достижении определенных давлений р2 по сравнению с р1 газ, содержащийся в «мертвом» пространстве, при расширении будет заполнять весь объем цилиндра. При этом не будет происходить процесс всасывания, а следовательно, и нагнетания.
На рис. 3.4. приведена диаграмма р — V, иллюстрирующая зависимость всасывающих объемов от давления нагнетания р2 при р1 = const. Из этой диаграммы следует, что увеличение давления нагнетания до р" приводит к уменьшению объема всасываемого газа до V". При повышении давления нагнетания до р2'" объем всасываемого газа становится равным нулю. Процесс сжатия и расширения газа в этом случае характеризуется кривой 1'—2'".
Указанные причины ограничивают степень повышения давления одной ступени компрессора значениями ξ в пределах 4...5,5.
Рис. 3.4. График зависимости объема всасывания от давления нагнетания