- •Оглавление
- •Лекция № 1. Технологические особенности и оборудование для поддержания пластового давления
- •1.1. Технологические схемы ппд и их размещение
- •1.1.1. Автономная система.
- •1.1.2. Централизованная система закачки.
- •1.2. Оборудование водозаборов
- •1.2.1. Артезианский центробежный насос атн-8
- •1.2.2. Вакуум-насос
- •1.3. Оборудование насосных станций 2 подъема ( нс2 )
- •Лекция 2. Оборудование кустовые насосные станции
- •2.1. Основное и вспомогательное оборудование кнс
- •2.1.1. Техническая характеристика кнс
- •2.1.2. Рабочая характеристика центробежного насоса (цбн)
- •2.2. Блочные кустовые hacochыe станции
- •2.3. Трубопроводная арматура кнс
- •2.3.1. Задвижка
- •2.3.2. Обратный клапан
- •2.4 Эксплуатация насосных станций
- •2.4.1. Пуск центробежных насосов
- •2.4.2. Остановка центробежных насосов.
- •2.4.3. Контроль за работой насосных агрегатов
- •2.4.4. Контроль за производительностью кнс
- •2.5. Расчеты узлов центробежных насоcob
- •2.5.1. Определение осевой силы
- •2.5.2. Определение высоты всасывания
- •2.5.3. Расчет вала
- •3.1.1. Эксплуатация
- •3.1.2. Достоинства и недостатки конструкции
- •3.2. Оборудование для закачки в пласт химических реагентов
- •3.3. Оборудование нагнетательных скважин
- •3.4 Очистка и закачка сточных вод
- •3.5. Кавитация, регулирование подачи насоса
- •Лекции 4. Технологические особенности и оборудование при гидравлическом разрыве пласта (грп)
- •4.1. Назначение и технологическая схема грп. 'требование к оборудованию
- •4.2. Основные агрегаты
- •4.3. Вспомогательное оборудование
- •4.4 Расчеты основных параметров грп
- •Лекция 5. Технологические особенности и оборудование при тепловых методах воздействия
- •5.1. Элекропрогрев забоя скважин
- •5.2.Закачка пара в скважину
- •5.3. Воздействие на пласт движущимся очагом грения
- •Лекция 6. Технологические особенности и оборудование кислотной обработки скважин
- •6.1.Назначение и порядок проведения
- •6.2. Применяемое оборудование
- •Лекция 7.Оборудование для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта другими методами
- •7.1.Оборудование для взрывных работ
- •7.2. Торпедирование пласта
- •7.3. Виброобработка забоя скважин
- •Лекция 8 компрессоры и компрессорные установки
- •8.1 Нефтепромысловые компрессоры. Область применения
- •8.2 Принцип действия и термодинамические основы теории работы поршневых компрессоров
- •8.3 Устройство компрессоров различного назначения
- •8.3.1 Схемы применяемых компрессоров
- •8.3.2 Основные детали компрессора
- •8.3.3.Компрессора для газлифта и закачки газа в пласт
- •8.3.4.Компрессора для сбора и транспорта попутного газа
- •8.4. Оборудование для компрессорных станций и газлифтной эксплуатации
- •8.4.1 Нефтепромысловые компрессорные станции
- •8.4.2 Эксплуатация компрессоров
- •8.5 Расчёт прочности отдельных узлов и деталей
- •8.5.1 Коленчатый вал
- •8.5.2 Шатун
- •8.5.3 Крейцкопф
- •8.5.4 Палец крейцкопфа
- •8.5.5 Поршневые кольца
- •8.5.6 Цилиндры
- •8.5.7 Клапаны
- •Лекция 9. Нефтепромысловые насосы
- •9.1.Принцип работы и классификация
- •9.1.1 Устройство поршневого насоса.
- •9.2 Основные узлы и детали поршневого насоса
- •9.2.1 Работа поршневого насоса
- •9.2.2 Насос бв – 60 для заводнения пластов
- •9.3 Расчёт основных параметров и узлов поршневого насоса
- •9.3.1 Коэффициент наполнения
- •9.3.2 График подачи поршневого насоса
- •9.3.3 Высота всасывания
- •9.3.4 Расчёт воздушного колпака
- •Лекция 10. Технологические особенности и применяемое оборудование при подземном и капитальном ремонте скважин
- •10.1.Назначение и технологические особенности прс и крс
- •10.2 Схема расположения оборудования при прс и крс
- •10.3 Вышки и мачты
- •10.4. Расчёт вышки
- •10.5.Расчёт мачт
- •Лекция 11. Самоходный агрегаты и подъемники для прс и крс
- •11.1.Устройство основных типов подъёмников
- •11.2. Устройство самоходных агрегатов
- •11.3. Устройство подъемника лт-11 км
- •11.3.1. Механизм отбора мощности
- •11.3.2. Коробка перемены передач
- •11.4. Агрегат а-50у
- •11.5. Определение нагрузок. Расчёт отдельных узлов
- •11.5.1 Определение нагрузки на крюке
- •11.5.2 Расчёт муфты сцепления
- •11.5.3 Расчёт тормозных устройств
- •11.5.4 Расчёт бочки барабана
- •11.6. Оптимальный режим работы подъёмника
- •Лекция 12. Оборудование талевой системы
- •12.1. Назначение и конструкционные особенности талевой системы
- •12.2.Кронблок
- •12.3. Крюки
- •12.4. Талевые блоки
- •12.5 Талевые канаты
- •Лекция 13. Инструмент для спуско-подъемных и ловильных операций при ремонте скважин
- •13.1 Инструменты для спуско-подъемных операций
- •13.1.1. Элеватор эг
- •13.1.2. Элеваторы эх5 и "Красное Сормово"
- •13.1.3. Элеватор штанговой эшн
- •13.2. Ловильные инструменты
- •13.2.1. Фрезер фтк
- •13.2.2. Фрезер фк
- •13.2.3. Метчики универсальный мэу и специальный мэс
- •13.2.4. Труболовка тв
- •13.2.5. Труболовка тнос
- •13.2.6. Штанголовитель шк
- •Лекция 14. Оборудование для ремонта наземного скважинного оборудования
- •14.1.Агрегат для наземного ремонта оборудования
- •14.2.Агрегат для ремонта станков–качалок
- •14.3. Маслозаправщик мз-4310 ск
- •14.4. Агрегат для подготовительных работ при ремонте скважин
- •14.5.Агрегат для ремонта водоводов 2арв
- •Лекция 15. Агрегаты и оборудование для дополнительных нефтепромысловых операций
- •15.1. Агрегаты для промывки скважин
- •15.2.Агрегаты для перевозки штанг и уэцн: комплектность, техническая характеристика
- •15.3.Блочная автоматизированная печь
- •15.4.Оборудование для обработки скважин аэрированной кислотой
- •15.5. Установка для очистки воды
- •15.6.Агрегат для депарафинизации скважин 1адп-4-150
- •15.7. Кабеленаматыватель
- •Лекция 16. Оборудование для борьбы с коррозией
- •16.1.Общие сведения о коррозии. Условия, предотвращающие коррозию
- •16.2 Создание условий для предотвращения коррозии
- •16.3 Применение труб, футерованных пластмассовыми трубами
- •16.4 Применение ингибиторов коррозии
- •16.5 Укрепление сварных соединений трубопроводов
- •16.6 Катодная защита
8.3.3.Компрессора для газлифта и закачки газа в пласт
Компрессора этой группы характеризуют большое давление (до 10 МПа газлифт и до 20 МПа ППД).
Для этой цели применяют газомотор – компрессоры типа 8ГКМ, 10ГКМ, компрессора с электроприводом 2СГ-50.
Рассмотрим устройство ГКМ (рисунок 57). Двигатель – V – образный, газовый. Топливо – перекачиваемый газ.
Шатуны двигателя соединены с коленвалом компрессора. Мощность – 8ГКМ - 220 кВт, 10ГКМ – до 1100 кВт. Давление на выкиде до 12,5 МПА. Подача от 17 до 500 м3/мин. Шифр 8ГКМ – 1/38 – 55: 8 – число цилиндров двигателя; 1 – число ступеней сжатия; 38 – давление на приёме (МПа х 10); 55 – давление на выкиде (МПа х 10).
1-шатун; 2-двигатель; 3-патрубок; 4-продувочный насос; 5-крейцкопф; 6-цилиндр; 7-регулятор; 8-рубашка; 9-клапан; 10-свеча
Рисунок 57-Схема газомоторкомпресоссора
ГКМ имеет около 20 типоразмеров. Основные детали и узлы унифицированы.
В газомоторкомпрессоре, принципиальная схема которого изображена на рисунок 57, на шейке коленвала размещён главный шатун 1, соединённый пальцами с шатунами двигателя 2. Через патрубок 3 всасывается воздух продувочным насосом 4 (его поршень соединён с крейцкопфом 5) в цилиндр двигателя для очистки от продуктов сгорания и наполнения воздухом перед сжатием. Компрессорный цилиндр 6 имеет регулируемый объём за счёт изменения величины мёртвого пространства регулятором 7. Силовой цилиндр имеет рубашку 8 для охлаждения. Через клапан 9 подаётся в цилиндр топливо, которое воспламеняется свечой 10. Смазка разбрызгиванием, циркуляция шестеренчатым масляным насосом.
Масло подводится к кривошипному валу, по каналам которого смазываются подшипники, затем масло сливается в картер.
Насос имеет привод от ГКМ, поэтому перед пуском надо прокачивать масло ручным насосом. Масло охлаждается в холодильнике, затем очищается в фильтрах грубой и тонкой очистки.
Цилиндры компрессора и двигателя смазываются поршневыми насосами лубрикатора, управляемыми кулачками распределительного вала. Масло авиационное МС-20 для 10ГК, моторное Т для 8ГК.
Водяное охлаждение ГК (рисунок 58) имеет два замкнутых цикла: горячий (пунктир) и холодный (сплошная линия).
1-двигатель; 2-компрессор; 3-циркуляционный насос; 4-охладитель; 5-маслоохладитель; 6-водоохладиетль; 7-циркуляционный насос.
Рисунок 58-Схема охлаждения компрессора
Горячий: рубашки цилиндров двигателя 1, охладитель 4, циркуляционный насос 3, маслоохладитель 5, рубашки цилиндра двигателя.
Холодный: рубашки цилиндров компрессора2, водоохладитель 6, циркуляционный насос 7, рубашки компрессора 2.
Вода горячего цикла имеет температуру большую, чем вода холодного цикла.
Компрессорная станция КС – 550. Применяется для газлифтной эксплуатации. Имеет две ступени сжатия и подаёт 48 – 70 м3/мин газа при давлении 0,6 – 1 МПа. Основой станции является газомоторкомпрессор 8ГКМ.
Двигатель компрессора – восьмицилиндровый, двухтактный, мощность 400 кВт. Компрессорная часть имеет 4 компрессорных цилиндра двойного действия.
8.3.4.Компрессора для сбора и транспорта попутного газа
В качестве примера рассмотрим широко применяемые электроприводные компрессора типа ГТК-7/5М (рисунок 59 ).
1, 2, 4, 5 – рабочие ступени; 3, 6 – холодильник; 7, 8 – подшипник; 9 – мультипликатор.
Рисунок 59- Схема компрессора ГТК-7/5М
Он предназначен для транспортировки попутного нефтяного газа. Представляет собой центробежную однокорпусную четырёхступенчатую машину с внешней подачей газа из ступени в ступень 1 – 2 – 4 – 5 после промежуточных холодильников 3 и кольцевых 6.
Ротор неразборного типа с горячей посадкой рабочих колёс на вал. Система смазки циркуляционная, принудительная. Уплотнение вала втулочного типа с подачей масла в уплотнение. Ротор лежит на двух подшипниках скольжения 7 и 8. корпус имеет горизонтальный разъём. Привод от электродвигателя через мультипликатор 9.
Таблица 26-Техническая характеристика компрессора:
№ п/п |
Параметры |
Показатели |
1 |
Производительность, м3/мин |
117 |
2 |
Давление всасывания, МПа |
0,12 |
3 |
Давление нагнетания, МПа |
0,5 |
4 |
Потребляемая мощность, кВт |
520 |
5 |
Частота вращения, об/мин |
13640 |
6 |
Привод |
асинхронный электродвигатель типа АЗП |
7 |
Частота вращения, об/мин |
2970 |
8 |
габариты, мм: длина ширина высота |
10200 4620 |
9 |
Масса, кг |
15000 |
Винтовые компрессоры, способны перекачивать газонефтяную смесь, что их выгодно выделяет среди машин этого класса (содержание газа в смеси до 70 %). Подобны по конструкции винтовым насосам с металлической обоймой. Рабочие органы насоса – два винта, которые располагаются в обойме и образуют замкнутые полости, перемещающиеся от всасывания к нагнетанию.
Применяют компрессоры типа ВК с производительностью до 25 м3/мин давлением на приёме 0,1 – 0,8 МПа, давлением на выкиде – 0,8 – 3,5 МПа.
Ротационные компрессоры, имеют в корпусе 1 (рисунок 60) ротор 2 с пластинами 3. Окружность ротора эксцентрична относительно корпуса, пластины совершают радиальное перемещение.
Подача от 0,5 до 140 м3/мин при давлении нагнетания до 1 МПа.
Рисунок 60- Схема ротационного компрессора
Лопастные компрессора (турбокомпрессора) – по типу центробежных насосов.
Характерны – большие окружные скорости (до 7000 об/мин), высокая точность обработки рабочих колёс и балансировка ротора. Применяют на газопроводах.
Турбокомпрессоры. Отличаются от многоступенчатого центробежного насоса различным диаметром ступеней.
Преимущества турбокомпрессоров по сравнению с поршневыми: а) меньшие размеры при одинаковой мощности; б) привод непосредственно соединяется с валом турбокомпрессора; в) подача равномерна и непрерывна; г) минимальная величина инерционных усилий.
Характеристика турбокомпрессоров похожа на характеристику центробежного насоса. Турбокомпрессоры применяют на трубопроводах с производительностью до 20000 м3/мин, мощность привода до 10000кВт.
Рисунок 61-Техническая характеристика турбокомпрессора
1-полость; 2-поршни; 3-цилиндр
Рисунок 62-Схема СПДК
Свободнопоршневые дизель – компрессорные агрегаты (СПДК).
В СПДК две системы поршней расположены на одной оси. Полость 1 между ними – камера сгорания дизеля. Под давлением газов сгорания топлива поршни 2 расходятся и сжимают в цилиндре 3 перекачиваемый газ. Под действием газа, оставшегося в мёртвом пространстве поршни компрессоров возвращаются в исходное положение.
СПДК обладают рядом преимуществ перед обычными: а) прямая передача от силовой части к компрессору; б) высокий КПД (до 40 – 45%); в) обеспечение саморегулирования; г) надёжность и безотказность в работе.
Недостаток: большая теплонапряжённость, вызываемая высокой степенью сжатия.
Наиболее распространены СПДК низкого давления (Р = 0,6 – 0,75 МПа, Q = 3,6 – 12 м3/мин) и высокого давления (Р = 15 – 40 МПа, Q = 2 – 4 м3/мин).
Компрессорные установки для освоения скважин, разработаны на базе гусеничных тележек «Восток» или на автомобилях высокой проходимости КрАЗ – 255 Б.
Широко применяются УКП-80: поршневой компрессор КП-80 бескрейцкопфный, четырёхступенчатый, с приводом от двигателя В2-300 (соединение через редуктор). Рнагн = 8 МПа, Q = 8 м3/мин. Скорость передвижения (тележка «Восток») до 5 км/час. Масса – 16,1 т. Мощность привода 220 кВт.
Компрессор имеет вертикальное расположение цилиндров и дифференциальные поршни одностороннего действия. Все цилиндры имеют рубашки водяного охлаждения. Цилиндры I ступени отлиты в одном блоке. Воздух засасывается из атмосферы через два воздушных фильтра автомобильного типа и поступает в три цилиндра I ступени. Сжатый воздух выбрасывается в нагнетательный трубопровод и далее в холодильник I ступени,
в цилиндр II ступени холодильник II ступени цилиндр III ступени и т.д. до IV ступени.
Дизелькомпрессорные станции ДКС. На базе СПДК разработан ряд передвижных установок типа ДКС. Для промыслов выпускается ДКС-7/200А, смонтированная на КрАЗ-255Б. Дизель компрессоры ДК-10 (два) размещены симметрично продольной оси автомобиля вдоль бортов платформы. В передней части платформы установлены блоки охлаждения. Питание ДК-10 топливом из баков автомобиля. Запуск компрессора сжатым воздухом. Система охлаждения – замкнутая, циркуляционная. Блок охлаждения состоит из радиатора, двух вентиляторов и газовой турбины, работающей на выхлопных газах дизель – компрессора. Газовая турбина служит приводом водяного насоса и вентиляторов. Всасываемый воздух охлаждается вентиляторами автомобильного типа. Характеристика: Рпр= 0,1 МПа, Рвык = 20 МПа, N = 200 кВт (100 х 2), габариты 8650 х 2700 х 6800 мм, масса – 6800 кг.
Вакуум – компрессоры, получили применение для сбора попутного газа. Компрессоры типа КВ и КВ-1. Имеют П – образную станину, в которой на двух подшипниках уложен вал с двумя кривошипами. Между половинками станины на валу укреплён маховик – шкив. Привод от электродвигателя. Компрессор одноступенчатый с двумя цилиндрами. Одна ступень сжатия.
Рнагн = 0,25 МПа, Q = 65 м3/мин, N = 140 кВт.
Компрессор КВ – 1 – двухступенчатый с промежуточным холодильником Рраб = 0,6 МПа, Q = 40 м3/мин, N = 140 кВт, n – 120 об/мин.
Вакуумный групповой компрессор КВГ-5 сконструирован для отбора газа 10 – 15 скважин. Имеет два горизонтальных цилиндра, которые выполнены качающимися. Каждый из них укреплён на качающейся опоре, что позволяет отказаться от обычного кривошипно – шатунного механизма. Шток каждого цилиндра укреплён с кривошипом редуктора.
Рпр = 0,8 МПа; Рраб = 5 МПа; Q = 3000 м3/сут; n = 30 об/мин.