
- •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
3.20. Эксплуатация поршневых компрессоров
Во время работы компрессора необходимо наблюдать за:
-
подачей смазки лубрикатором и количеством масла в резервуаре;
-
давлением масла в циркуляционной системе смазки;
-
распределением давления по ступеням компрессора и давлением за последней ступенью;
-
температурой газа, воды и масла.
Холодильники и газосборник следует периодически продувать, а исправность предохранительных клапанов проверять ежедневно.
При эксплуатации компрессорных установок запрещается:
-
работать, если температура конца сжатия в какой-либо из ступеней возросла выше 200 °С при смазке цилиндров маслом «компрессорное 12» и 210 °С - при смазке маслом «компрессорное 19»; работать, если в каком либо из узлов слышатся стуки;
-
крепить на ходу фундаментные болты и подтягивать фланцевые соединения, находящиеся под давлением;
-
подтягивать или заглушать предохранительные клапаны;
-
допускать работу компрессора при неисправной системе
охлаждения;
-
смазывать компрессор загрязненным маслом или маслом неподходящего качества;
-
допускать загазованность помещения при сжатии газов;
- нарушать общие правила техники безопасности: работать без ограждений или заземления, с неисправной электропроводкой, при недостаточной освещенности и т. д.
Остановка компрессора происходит в несколько этапов:
1. Компрессор переводится на холостой ход, при этом открываются продувочные вентили холодильников с тем, чтобы остановка компрессора производилась без нагрузки.
2. Происходит остановка двигателя.
3. Выключается охлаждающая вода; выключение воды следует производить общим вентилем, гак как при этом не нарушается регулировка подачи воды. Если есть опасность замерзания воды, ее надо спустить из всех холодильников и рубашек цилиндра.
После остановки компрессора проверяют отсутствие нагрева подшипников и направляющих крейцкопфа.
При необходимости срочной остановки компрессора прежде всего надо остановить привод и затем выполнять остальные операции, указанные выше.
3.21. Типы компрессоров, их применение
При разработке нефтяной залежи газлифтным способом газ дается к газлифтной скважине обычно под давлением до .8 МПа. В пусковой период давление должно быть поднято в среднем до 10 МПа. Большие объемы газа и воздуха под высоким давлением требуется подавать также при поддержании пластового давления газом и для создания внутрипластового движущегося очага горения. Для этих целей применяются в основном газомотомпрессоры 8ГКМ, ЮГКМ (рис. 3.17.).
Для освоения нефтяных скважин компрессорным способом изменяются компрессорные установки ДКС-7/200А, :С-3,5/200Д, ДКС-3,5/200ТП " СД-9/101. КПУ-16/100, ТУ-16/250 и др.
Для сбора газа используются компрессоры с давлением на выходе 0,4...0,5 МПа и на входе 0,06...0,08 МПа. Подача таких компрессоров обычно не превышает 0,42 м3/с.
Для транспортирования газа по территории нефтепромысла требуются компрессоры с давлением на выходе до 0,4...0,8 МПа при подачах до 0,5 м3/с. Для транспортирования больших объемов газа, кроме поршневых, применяются центробежные и винтовые компрессоры. Подача центробежных компрессоров достигает 1,7...2 м3/с при давлении на выходе 0,5 МПа, а винтовых - около 0,2 м3/с при том же давлении.
Для многих вспомогательных устройств и для различных целей (например, для пневматических муфт, для привода устройств с пневматическими двигателями, для снабжения сжатым воздухом КИП и средств автоматики, для испытания оборудования опрессовкой, для строительного и дорожного инструмента и т. п.) используются компрессоры с давлением на выходе 0,4...0,8 МПа при подачах от 0,05 до 0,5 м3/с. Так, например, для дожатая нефтяного газа в системе внутрипромыслового сбора и транспорта, а также для систем малогабаритных газобензиновых установок применяется одноступенчатый винтовой маслозаполненный компрессор 6ГВ-18/6-17.
В нефтяной промышленности применяются также стационарные поршневые воздушные угловые (прямоугольные) компрессоры типа П с приводом от электродвигателя.
В нефтедобыче применяются, например, компрессоры типоразмеров: 302ВП10/8, 305ВП30/8, 302ВП6/18, 305ВП20/18. 202ВП12/3, 302ВП2О/35, 305ВП60/2 и др. Условное обозначение, например, 305ВП30/8 означает, что компрессор прямоугольного типа собран на угловой базе, в которой усилие на шток может достигать 50 кН; предназначен для сжатия воздуха; подача компрессора - 0,2 м3/с; давление на выходе - 0,8 МПа. Цифра, стоящая перед нулем, - номер модификации (третья). Газовые компрессоры в обозначении имеют букву Г, вместо В.
Для снабжения сжатым воздухом КИП и средств автоматики установок подготовки нефти, концевых сепарационных установок и комплексных сборных пунктов применяются блочные компрессорные станции БКСА5М, БКС5М-1, БКСА10 со следующими показателями: давление на выходе - 0,8 МПа, подача - 0,092 и 0,17 м3/с.
Для снабжения сжатым воздухом пневматических инструментов на строительных, дорожных и других работах применяются, например, передвижные компрессорные станции ПР-6М и ПР-10М с давлением на выходе 0,8 МПа и подачами соответственно ОД и 0717 м3/с. В системах сбора, подготовки и транспортирования нефтяного газа на газобензиновые заводы применяются газомотокомпрессоры, винтовые и центробежные компрессоры. Нефтезаполненный компрессор ВКГ-20/5 используется для сжатия нефтяного газа в сепарационных установках. Его показатели: давление на выходе - 0,5 МПа, давление на входе - 0,08 МПа, подача - 0,33 м3/с. В газовой промышленности для транспортирования природного газа по магистральным газопроводам используются мощные (до 40000кВт) центробежные нагнетатели линейных компрессорных станций с газотурбинным приводом.