Госник. 1. Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика турбобурдолотозабой. Определение момента затяжки деталей

• Название: 1. Устройство и принцип работы турбобура. Характеристика турбобурдолотозабой. Определение момента затяжки деталей
• Анкор: Госник.docx
• Дата: 20.02.2018
• Размер: 6.78 Mb.
• Имя файла: Госник.docx
• Тип: Документы; #15753
• страница: 9 из 20

Назначение

Привод цепной скважинного штангового насоса ПЦ80-6,1 относится кклассу безбалансирных приводов. Предназначен для эксплуатации высокодебитных (до100т/сут.) скважин.

Преимущества

· Спокойные длинноходовые режимы откачки способствуют увеличению надежности идолговечности всех составных частей насосной установки, снижению износа штанг итруб, увеличению коэффициента наполнения насоса.

· Используются штанговые насосы сбольшей подачей.

· Редуктор используется сменьшим крутящим моментом (в5-8раз) исменьшим передаточным числом.

· Удельные энергозатраты в1,5-2раза ниже всравнении сЭЦН.

Конструктивные особенности привода

· В отличие от цепных приводов фирмы Rotaflex закрытого типа настоящий привод является приводом открытого типа. Такое решение позволяет обеспечить свободный доступ косновным узлам привода при контроле их работоспособности, при обслуживании иремонте.

· Для обеспечения безопасной ибезаварийной работы привод оснащен двумя аварийными тормозами, один из них- механический, устанавливается на противовесе, другой- электромеханический- на рабочем тормозе редуктора. Аварийные тормоза автоматически останавливают противовес идвигатель при обрыве штанг или каната.

· Для предотвращения возможного схода каната сканатных блоков при зависании штанг узел канатных блоков оснащен специальным ограничителем схода канатов.

· Привод оснащен системой электроблокировок, отключающей двигатель при несанкционированном открывании ограждений, дверей, введении технологических упоров врабочую зону движения противовеса.

Привод комплектуется станцией управления на базе бесконтактных переключающих устройств на тиристорах.

Наиболее действенным и наименее затратным путем реализации длинноходовых режимов откачки, и, соответственно, повышения эффективности УСШН признано использование в составе установки специальных безбалансирных цепных приводов (см. «Цепные приводы ОАО «Татнефть») на основе реверсивного редуцирующего преобразующего механизма (РПМ).

РПМ обеспечивают постоянную и в 1,6-1,7 разаменьшую скорость штанг по сравнению с максимальной скоростью кривошипно-шатунного механизма(КШМ) станка-качалки. Кроме того, при использовании РПМ имеет место меньшая зависимость массы и габаритов от длины хода. РПМ обладают редуцирующими свойствами, обеспечивают режимы работы с низкой частотой качаний при малых затратах, а также дают возможность достичь уравновешивания, близкого к идеальному. Эти свойства позволяют, не неся дополнительных затрат на конкурентную борьбу с традиционными балансирными станками-качалками, с максимальной выгодой использовать безбалансирные приводы СШН на основе РПМ «по краям области применения» станков-качалок, то есть там, где последние работают еще или уже недостаточно эффективно, и получать от этого преимущества. К одной из таких «краевых» областей относится эксплуатация малодебитных скважин, особенно с высоковязкой продукцией. Цепные приводы на этих скважинах позволяют уменьшить силу вязкого трения в 1,6-1,7 раза, вести эксплуатацию в непрерывном режиме, снизить нагрузки на штанги, амплитуду и частоту циклов, повысить коэффициент наполнения насоса, сократить энергозатраты на подъем продукции и, наконец, снизить затраты на монтаж и обслуживание оборудования.

Тяговое усилие на штоке, кН – 80. Длина хода, м – 6,1. Число двойных ходов полированного штока: мин 1, макс 4. Мощность двигателя, кВт/обороты вмин - 7,5/1000; 11/1000; 15/1000; 18,5/1500; 22/1500 для 1, 2, 3, 4 двойных ходов Регулирование числа качаний – замена двигателя (на тихоходный), замена шкива двигателя на больший диаметр, замена шкива редуктора.





1 - корпус; 2 - электродвигатель; 3 - редуктор, 4,5- звездочки, 6 - цепь, 7- каретка, 8- уравновешивающий груз; 9- тормоз, 10-подееска, 11 -канат, 12-клиноременная передача, 13 - основание, 14 - станция управления



1 - канат, 2 - траверса подвески 3 - зажим. 4,5 - шкивы, 6 - уравновешивающий груз

34. Типоразмеры и конструкция погружных центробежных насосов (ПЭЦН). Регулирование подачи и напора насоса. Модульное исполнение.

В нефтяной промышленности применяют ЭЦН с подачей от 40 до 700…1400м³/сут, с напором до 1800 м.

Погружные насосы по диаметрам и поперечным размерам подразделяются аналогично установкам на группы 5, 5А, 6. Группа 5 — насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм, группа 5А— 103 мм, группа 6—114 мм.

В зависимости от характеристики откачиваемых сред установки ЭЦН выпускаются трех конструктивных исполнений:

Исполнение 1—обычное для откачки жидкостей с содержанием механических примесей of0,1 г/л.

Исполнение 2— установки УЭЦНИ — повышенной износостойкости, для откачки пластовых жидкостей с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л.

Исполнение 3 — установки ЭЦНК — повышенной коррозионностойкости для откачки пластовых жидкостей, содержащих до 1,35 г/л сероводорода, водородный показатель рН 6—8,5.

Корпус многоступенчатого погружного электронасоса представляет собой стальную трубу, точно обработанную по внутренней поверхности и имеющую с обоих концов резьбу.

С нижней стороны в корпус завинчивается основание насоса 5, по окружности которого закреплена приемная сетка 3, не допускающая попадания в полость насоса механических частиц, а с верхней стороны - ниппельная гайка 12. Непосредственно к основанию насоса прилегает специальная втулка 6, а за ней укладываются направляющие аппараты 10 в сборе с рабочими колесами 8. Над последним верхним направляющим аппаратом монтируется верхний подшипник 11. Все эти детали при монтаже зажимаются между основанием насоса и ниппельной гайкой и, таким образом, удерживаются в неподвижном состоянии.

Рабочие колеса связаны с валом насоса призматической шпонкой и могут смещаться вдоль вала; при работе каждое колесо опирается на торцовый выступ расположенного под ним направляющего аппарата. Благодаря такой посадке осевые нагрузки от колес передаются непосредственно на направляющие аппараты и через них на основание насоса.

Между колесами и направляющими аппаратами с целью уменьшения трения устанавливаются текстолитовые шайбы 9, запрессованные в кольцевой паз на нижнем торце колеса, и шайбы 7, надетые на его втулку сверху.

Осевое усилие, возникающее вследствие давления жидкости на верхний торец вала, воспринимается сдвоенным радиально-упорным подшипником 2, а случайные осевые нагрузки, направленные вверх, воспринимаются третьим радиально-упорным подшипником.

Верхняя опорная пята скольжения 13, состоящая из набора текстолитовых и бронзовых шайб, имеет вспомогательное значение, воспринимая часть осевой нагрузки и предотвращая продольный изгиб вала.

Опорная пята, так же как и опорные поверхности рабочих колес, смазывается жидкостью, откачиваемой насосом из скважины. Радиально-упорные подшипники смазываются специальной густой смазкой, поступающей из протектора. Утечка этой смазки через зазоры вдоль вала предотвращается сальником 4, который состоит из набора свинцово-графитных колец и резиновых шайб.

Корпус насоса соединяется с колонной подъемных труб при помощи ловильной головки 14, которая навинчивается на выступающую часть ниппельной гайки 12. Головка имеет внутреннюю резьбу, соответствующую резьбе насосно-компрессорных труб, и специальные наружные проточки для выполнения ловильных работ. На нижний конец вала надета шлицевая муфта 1 для соединения с валом протектора.

На рисунке показана схема одной ступени насоса. Лопатки 1, которые составляют ротор насоса, опираются на элементы статора 3 насоса через текстолитовые кольца 4. Поэтому осевые нагрузки, которые развиваются на валу двигателя, передаются корпусу насоса.

Лопатки посредством шпонки укрепляются на валу 2, а элементы, которые составляют статор, закреплены в корпусе насоса затяжной гайкой.

Принцип работы центробежного насоса заключается в том, что увеличение напора жидкости, протекающей через него, происходит при вращении рабочих колес, которые являются основным органом насоса.

Во время работы насоса, жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной открытой части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение.

Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток частицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к периферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией - энергией движения, Для преобразования этой энергии р энергию давления служат специальные направляющие устройства, которые состоят из системы фигурных лопаток, охватывающих рабочее колесо. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Регулирование подачи производят путём изменения частоты вращения вала, а регулирование подачи – путём изменения количества ступеней насоса (возможно увеличение числа секций).

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК — коррозионностойкое.

Рисунок 25 — Модульсекция насос

1 — корпус; 2 — вал; 3 — колесо рабочее; 4 — аппарат направляющий; 5 — подшипник верхний; 6 — подшипник нижний; 7 — опора осевая верхняя; 8 — головка; 9 — основание; 10 — ребро; 11, 12, 13 — кольца резиновые.

35.Конструктивное исполнение гидрозащиты ПЭЦН и принципы ее действия . Конструкции специаль-ных кабелей для привода ПЭЦН.

Гидрозащита предотвращает попадание пластовой жидкости в полость погружного электродвигателя. Состоит гидрозащита из протектора и компенсатора.

Протектор имеет две камеры, заполненные рабочей жидкостью электродвигателя. Камеры разделены эластичным элементом - резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями. Вал протектора вращается в трехподшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые нагрузки.Выравнивание давления в протекторе с давлением в скважине происходит через обратный клапан, расположенный в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском в скважину агрегата.

Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом - резиновой диафрагмой, заполняемой рабочей жидкостью электродвигателя.

Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями. Диафрагма защищена от повреждений стальным корпусом.




Протектор для защиты погружного двигателя (вверху)

1 - верхняя головка; 2- корпус; 3 - кольцо неподвижное; 4 - плата; 5 - ниппель нижний; 6 - диафрагма; 7 - корпус платы; 8 - вал; 9 - уплотнитель-иое кольцо; 10 - головка нижняя.




Компенсатор для защиты погружного двигателя (справа)

1 - корпус; 2 - пробка; 3 - клапан; 4 - крышка; 5 - диафрагма.

Кабельимеет плоское сечение (б) на длине погружного агрегата для сокращения диаметра агрегата. Рядом с трубами идет обычно круглый кабель. В настоящее время выпускается круглый кабель с сечением, практически близким к треугольному (а)

Кабель выпускается с полиэтиленовой изоляцией, которая накладывается на жилы кабеля в два слоя. Три изолированные жилы кабеля соединяются вместе, накладываются предохраняющей подложкой под броню и металлической броней. Металлическая лента брони предохраняет изоляцию жил от механических повреждений.

Кабель круглый имеет шифр КПБК (кабель пластмассовый, бронированный, круглый), плоский - КПБП. Площадь сечения жил равна 10, 16, 25, 35 и 50 мм². Допустимое давление пластовой жидкости, окружающей кабель, составляет 20 МПа, допустимый газовый фактор - 180 м³/м³. В статическом положении кабель может работать при температуре воздуха от - 60 до 50°С на воздухе и до 90°С в жидкости. При ремонтах и изгибе кабеля температура не должна быть ниже - 40°С.

У погружного двигателя кабель заканчивается штепсельной муфтой, которая соединяется с обмоткой статора двигателя. Однако ограниченные размеры цилиндрического штыря и ниппеля такого соединения приводят к большой плотности тока, нагреву кабельного ввода и выходу его из строя. Поэтому разработана новая конструкция соединения кабеля - с обмоткой двигателя со штепселем ножевого типа, большей площадью контакта соединяющихся деталей и более надежной изоляцией соединения от внешней среды и от верхней полости двигателя.

Принцип работы двухкорпусной гидрозащиты.
При спуске установки в скважину (а), пластовая жидкость, через отверстия в корпусе компенсатора, заполняет полость между корпусом и диафрагмой. Под действием давления столба жидкости в скважине, диафрагма сжимается, и масло из диафрагмы через перепускной клапан попадает в полость электродвигателя. Таким образом, происходит уравнивание давления во внутренней полости двигателя с давлением пластовой жидкости в скважине. При работе электродвигателя (б) масло, нагреваясь, расширяется, при этом растягивает резиновую диафрагму и прижимает ее к внутренней поверхности корпуса компенсатора. Лишний объем масла сбрасывается наружу посредством системы последовательно расположенных газоотводных обратных клапанов протектора.
При остановке и охлаждении двигателя (а) объем масла будет уменьшаться и резиновая диафрагма, воспринимая давле-ние окружающей среды, будет втягиваться внутрь и пополнять маслом полость двигателя. При последующем включении двигателя процесс изменения объема масла повторится, т.е. при любых изменениях давления масла диафрагма компенсатора будет «дышать» и уравновешивать давление в полости двигателя с давлением окружающей.

Принцип работы однокорпусной гидрозащиты.

При спуске установки в скважину (а) пластовая жидкость через отверстие в головке гидрозащиты по каналу в верхнем ниппеле поступает в полость за диафрагмой (во внешнюю Полость камеры А). По мере погружения уртановки, вследствие увеличения гидростатического давления жидкости, диафрагма сжимается, тем самым, уравнивая давление масла в двигателе с давлением окружающей среды. При работе электродвигателя (б) масло увеличивается в объёме вследствие повышения температуры. Тепловое расширение масла вызовет его перемещение по зазорам вдоль вала, через гидрозатворные камеры, в полость диафрагмы (камера А). Давление на гибкую диафрагму изнутри, вызванное притоком масла, передается наружу и вытесняет пластовую жидкость из полости за диафрагмой в скважину. При остановке двигателя масло, остывая, уменьшится в объеме и резиновая диафрагма под действием гидростатического давления, сожмется и пополнит маслом полость электродвигателя. При этом давление масла в двигателе уравняется с давлением окружающей среды.

36. Принципиальная схема и составные элементы установки электровинтового насоса (УЭВН). Кон-структивные схемы пусковой муфты и сливного клапана. Подача УЭВН. Преимущества и недостатки УЭВН.

Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса состоит из насоса 5, электродвигателя с гидрозащитой 7, комплектного устройства 2, токоподводящего кабеля с муфтой кабельного ввода 6. В состав установок с подачами 63, 100 и 200 м³/сут входит еще и трансформатор 1, так как двигатели этих установок рассчитаны соответственно на напряжение 700 и 1000 В. Насос и двигатель с гидрозащитой спускаются в скважину на насосно-компрессорных трубах 4.

Электроэнергия от трансформатора и комплектного устройства, расположенных на поверхности земли, подается к электродвигателю по специальному бронированному кабелю, который крепится к трубам специальными поясами 3.

Погружной винтовой насос состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой кулачковой муфты центробежного типа 9, основания с приводным валом 8, сетчатых фильтров 3, установленных на приеме насоса, рабочих органов с правыми и левыми обоймами и винтами 6 и 4, двух эксцентриковых шарнирных муфт 5 и 7, предохранительного клапана 2 и шламовой трубы 1.

Погружные винтовые насосы имеют ряд специфических узлов и деталей: пусковую и эксцентриковые муфты, клапан и шламовую трубу.

Пусковая муфта соединяет валы протектора и насоса и обеспечивает с помощью выдвижных кулачков пуск насоса при достижении ротором электродвигателя частоты вращения, соответствующей максимальному крутящему моменту. Кроме того, муфта защищает насос от обратного вращения.

В насосе имеются две эксцентриковые муфты: одна расположена между винтами, другая — между нижним винтом и валом основания. Каждая муфта состоит из двух универсальных шарниров, что позволяет винтам в обоймах совершать сложное планетарное вращение.

Предохранительный поршеньково-золотниковый клапан находится над насосом и состоит из корпуса, золотника и седла с поршнем. Клапан защищает насос от сухого трения и повышенного давления и осуществляет заполнение и слив жидкости из НКТ при спуско-подъемных операциях. При нормальном рабочем давлении и подаче клапан направляет поток откачиваемой жидкости по колонне труб на поверхность.

При недостаточном притоке жидкости из пласта или содержании в ней большого количества газа клапан перепускает жидкость из напорной линии обратно в скважину.

Шламовая труба предохраняет насос от засорения крупными частицами примесей и выполняет роль отстойника.




Насос имеет следующие преимущества объемных насосов: достаточно высокую эффективность при относительно малых подачах (60-70% при подаче 16-200м³/сут), повышение эффективности при работе на вязких жидкостях (до 610^-4 м²/с). Кроме того, подача насоса плавная, без пульсаций, при работе насоса не создаются стойкие эмульсии. Насос отличается простотой изготовления рабочих органов. К недостаткам насоса можно отнести то, что его напоры ограничены технологическими возможностями изготовления длинных винтов и обойм и винт насоса вращается не только вокруг своей оси, но и по эксцентриситету. Последнее требует применение эксцентриковых муфт, соединяющих винты с валом привода, что усложняет конструкцию. Вращение вала насоса по эксцентриситету вызывает радиальные инерционные силы в агрегате.

37. Установка насосная винтовая поверхностным приводом. Монтаж скважинного оборудования. Вы-бор мощности привода.

Установки скважинных винтовых насосов (УСВН) с поверхностным приводом, имеющие широкий диапазон изменения подачи и напора. УСВН с поверхностным приводом позволяют извлекать жидкость с глубины до 2000 м при подаче до 240 м³/сут. Как показывает промысловый опыт, насосы следует внедрять преимущественно в тех районах, где эксплуатация другого оборудования малоэффективна или совсем невозможна. Это в основном относится к месторождениям со сложными условиями эксплуатации, такими, например, как с вязкой пластовой жидкостью, с большим содержанием газа при высоком давлении насыщения, с низким коэффициентом насыщения и др. Чаще всего УСВН с поверхностным приводом применяются для дебитов от 3 до 50-100 м³/сут с напором до 1000-1500 м.

Установка включает в свой состав наземное и скважинное оборудование.

Наземное оборудование устанавливается на трубной головке скважины и предназначено для преобразования энергии приводного двигателя в механическую энергию вращающейся колонны штанг.

Рис. 2.1 Установка винтового штангового насоса

1 — приводная головка; 2 — тройник; 3 — превентор; 4 — трубная головка; 5— полированный шток; 6— штанга; 7 — центратор; 8— ротор; 9— статор, 10- палец; 11- электродвигатель.

Наземное оборудование состоит из: - тройника для отвода ластовой жидкости; - приводной головки; - рамы для крепления приводного двигателя; - трансмиссии; - приводного двигателя с устройством управления; - устройства для зажима (подвески) полированного штока.

Скважинное оборудование состоит из колонны НКТ, в нижней части которой устанавливается статор насоса и вращающейся в центраторах колонны штанг, нижний конец которой соединен с ротором насоса.

Компоновка низа колонны НКТ в зависимости от условий эксплуатации скважины может включать следующие элементы: фильтр; газовый и песочный сепараторы; динамический якорь (анкер); центратор или фонарь статора; обратный и циркуляционный клапаны; упорный палец насоса.

К монтажу и эксплуатации установки должен допускаться только квалифицированный персонал, ознакомленный с требованиями, изложенными в руководстве по эксплуатации скважинных насосов, обладающий знаниями и опытом по монтажу насосного оборудования. Перед монтажом следует удалить упаковочный материал с выходных концов валов, очистить поверхность от консервации с помощью ветоши, увлажненной бензином, керосином или другими растворителями.

Установка устьевого привода производится следующим образом.

Последовательность операций при монтаже установки устьевого привода.

1. Присоединить требуемую длину укороченных штанг и подвесить штанги от Т-образного соединения.

2. Закачать некоторое количество консистентной смазки в сальник.

3. Прикрепить «пулевой наконечник» к полированному штоку.

4. Провести полированный шток через привод и сальник.

5. Снять пулевой наконечник, затем присоединить и затянуть муфту штока.

6. Разместить предохранительный зажим на полированном штоке.

7. Довести полированный шток до соединения насосной штанги.

8. Опустить привод в сборе и ввернуть в Т-образное соединение.

Обойма и винт спускается в скважину на колонне штанг, диаметр которых зависит от типоразмера насоса и глубины спуска насоса, внутри колонны НКТ, диаметр которой зависит от типоразмера насоса, от диаметра вращательной колонны и глубины спуска насоса.

Установка статора винтового насоса с поверхностным приводом производится в несколько этапов.

1. Статор спускается в скважину на конце лифтовой трубы.

2. Статор всегда должен устанавливается с маркировочным стержнем или входным патрубком на днище.

3. Закрепить входной патрубок к статору и лифтовой трубе. При затягивании цилиндра статора пользуйтесь удерживающим гаечным ключом.

Ротор спускается в скважину на конце колонны насосных штанг. Перед спуском необходимо проверить штанги и муфты на износ и дефекты, прочно затянуть все штанговые соединения.

Посадка муфты упорной осуществляется в следующей последовательности:

1 Навернуть муфту упорную на НКТ.

2 Подвесить НКТ на устье скважины в колонную головку.

Посадка насоса осуществляется в следующей последовательности:

1Навернуть ниппель упорный на гидравлическую часть насоса.

2 Навернуть муфту на выходную часть насоса.

3 Ввернуть специальную штангу в муфту.

4 Завернуть ниппель стопорный на гидравлическую часть насоса.

5 Присоединить специальную штангу посредством муфты к колонне штанг.

6 Опустить весь груз колонны до упора винта о ниппель упорный - сделать отметку у катушки "Нулевой вес штанг".

7 Приподнять колонну штанг, пока не появится полная нагрузка от штанг, этим обеспечивается натяжение колонны штанг, поставить отметку на штанге у катушки -"Вес колонны штанг".

8 Поднять колонну штанг на нужный размер регулировки, который зависит от типа (модели) насоса, сделать отметку на штанге, у катушки -"Рабочая точка".

Монтаж сальникового превентора осуществляется путем ввинчивания в муфту, приваренную на колонной головке, и фиксация с помощью контргайки. Вращатель крепится на сальниковом превенторе по фланцевому соединению. На вращателе устанавливается электродвигатель.

Подбор мощности привода определяется следующими параметрами:

1 Теоретическая производительность насоса (в м/с),

где е - значение эксцентриситета между центром сечения винта и статора, м; D- диаметр сечения винта, м; Т- шаг двухзаходного винта, м; n - частота вращения винта, мин^- .

2 Фактическая производительность насоса

где - объемный КПД насоса.

3 Мощность, подводимая к валу насоса (в кВт),

где Q - производительность насоса, м³/сут; Н - напор столба жидкости, м; р_ж - плотность жидкости, кг/м³; g- ускорение свободного падения, м/с ; - общий КПД насоса.

4 Общий КПД насоса

где - объемный КПД насоса, ;

- гидравлический КПД насоса, ; - механический КПД (учет потерь энергии на преодоление трения в подшипниках, винта в обойме, вала в сальниках, валаи шарнира о жидкость), , здесь - мощность, расходуемая на механические потери.

38. Конструктивная схема диафрагменного насоса и принцип его действия. Область применения, досто-инства и недостатки.

Обозначение установки УЭДН5-12,5-800 ВП 00-1,6 расшифровывается следующим образом: У—установка; ЭДН5-12.5-800—типоразмер электронасоса; Э—привод от погружного электродвигателя; Д—диафрагменный; Н—насос; 5 — номер группы электронасоса для использования в скважинах с внутренним диаметром колонны обсадных труб не менее 121,7 мм; 12,5—подача, м³/сут; 800—напор, развиваемый электронасосом, м; ВП 00—вариант поставки; 1,6—верхний предел измерения манометра электроконтактного, МПа.

Установки погружных диафрагменных электронасосов предназначены для перекачивания пластовой среды, состоящей из смеси нефти, воды и газа. Содержание пластовой воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальное массовое содержание твердых частиц 0,2 %; максимальное объемное содержание нефтяного газа на приеме насоса 10%; водородный показатель пластовой воды рН 6,0—8,5; максимальная концентрация сероводорода 0,01 г/л. Рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90 °С.

Достоинства

1 незначительная зависимость подачи от давления

2 равномерная подача

3 малая металлоемкость

4 простота обслуживания

Недостатки

1 низкий межремонтный период

2 малая подача

3 малая надежность отд. узлов

редуктор, клапанная система, диафрагма

Схема насоса:

1-предохранительный клапан;2-нагнетательный клапан;3-всас клапан;4-диафрагма; 5-пружина; 6-конический редуктор; 7-подшипники качения.

Погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5 выполнен в виде вертикального моноблока, включающего четырехпо-люсный асинхронный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной. Эти узлы расположены в общей камере, заполненной маслом и герметично изолированной от перекачиваемой среды резиновыми диафрагмой (в верхней части) и компенсатором (в нижней части).

В контакт с перекачиваемой жидкостью вступают только всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные в головке над диафрагмой. Головка соединяется резьбой с корпусом. Насосная часть присоединяется к электродвигателю при помощи цилиндрического стакана, который монтируется после завершения сборки электронасоса. В головке установлены три токоввода, соединяемые дополнительным штеккерным разъемом с выводными концами обмотки статора электродвигателя. Сетка предохраняет газосепаратор и всасывающий клапан от попадания крупных частиц. Патрубок и муфта служат для монтажа электронасоса на устье скважины и соединения его с HKТ. Трубка защищает нагнетательный клапан от осаждения песка.

39. Основные гидравлические схемы установок гидропоршневых насосов (ГПН). Рабочая жидкость для привода ГПН. Достоинства и недостатки.

Установки гидропоршневых насосов Назначение и комплектность оборудования установки Блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) предназначены для добычи нефти из 2—8 кустовых наклонно-направленных скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн 117,7—155,3 мм. Установки можно применять для добычи нефти плотностью 870 кг/м³, содержащей до 99% воды, до 0,1 г/л механических примесей, до 0,01 г/л сероводорода, при температуре пласта до 120 °С. Установки изготовляют в климатическом исполнении У, ХЛ. Пример условного обозначения установки при заказе: установка гидропоршневых насосов УГН25-150-25, где УГН—установка гидропоршневых насосов; 25—подача одного гидропоршневого агрегата, м³/сут; 150—подача установки суммарная, м³/сут; 25—давление нагнетания гидропоршневого агрегата при заданном давлении нагнетания рабочей жидкости, МПа.

Установка УГН состоит из скважинного и наземного оборудования. Принцип действия установки основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением по специальному каналу в гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия, пре образующий эту энергию в возвратно-поступательное движение жестко связанного с двигателем поршневого насоса. Скважинное оборудование включает в себя гидропоршневой насосный агрегат, размещенный в нижней (призабойной) части обсадной колонны, систему каналов, по которым подводится рабочая жидкость, отводится добытая и отработанная жидкость; устьевую арматуру и вспомогательные устройства: ловильную камеру, мачту с подъемным устройством и переключателем потока рабочей жидкости. В состав наземного оборудования входят устройства для подготовки рабочей жидкости, насосы высокого давления, распределительная гребенка, которая служит для направления рабочей жидкости под заданным давлением с требуемым расходом к гидропоршневым насосным агрегатам, силовое и контрольно-регулирующее электрооборудование.

Достоинства: Использование гидропривода позволяет при небольшом давлении силового насоса применить погружной насос с высоким рабочим давлением или при небольшом расходе рабочей жидкости—с высокой подачей. Это достигается возможностью изменения в определенном диапазоне отношения эффективных площадей насоса и гидродвигателя (n) установкой поршней разного диаметра как в насосе, так и в гидродвигателе. При n> 1 насос имеет повышенную подачу, при n<1—повышенное давление.

Установка гидропоршневых насосов: 1 – замерное устройство; 2 – технологический блок; 3 – блок управления; 4 – оборудование устья скважины; 5 – НКТ; 6 – гидропоршневой насосный агрегат; 7 – пакер

Наличие прямого и обратного потоков рабочей жидкости обеспечивает спуск и подъем гидропоршневого насоса потоком жидкости вниз и вверх по скважине, т.е. автоматизировать подземный ремонт скважины и осуществить его без бригады подземного ремонта.

Скважинное оборудование установки Гидропоршневой агрегат (ГН) разделяется на три части: собственно ГН, седло, сбрасываемый обратный клапан. Седло укрепляется на конце насосно-компрессорных труб (НКТ) и служит для посадки клапана и ГН при сбрасывании в НКТ. После установки устьевого переключателя в положение «подъем» поток рабочей жидкости направляется в колонну, по которой при положении «работа» поднимается смесь добытой и отработанной жидкостей. Поток увлекает ГН вверх и доставляет в ловильную камеру устья. После перекрытия центральной задвижки, отсекающей камеру от внутрискважинного пространства, снимают ловильную камеру и извлекают ГН, а на его место вставляют новый насос; возвращают камеру в исходное положение, открывают центральную задвижку, ставят переключатель в положение «работа». Насос под действием собственного веса и потока рабочей жидкости двигается вниз, доходит до посадочного седла и начинает работать.

Регулятор расхода, установленный на распределительной гребенке, поддерживает подачу насоса на заданном уровне.

Подачу жидкости из скважин определяют следующим образом: измеряют промысловыми средствами расход смеси рабочей и добытой жидкостей, затем—расход рабочей жидкости средствами, входящими в комплект наземного оборудования установки, и вычитают значение второй величины из значения первой.

Рисунок - Схема гидропоршневого агрегата: 1 — колонна НКТ;

2 — гидропоршневой насос; 3 — золотник; 4 — седло насоса; 5 — поршень двигателя; 6 — узел распределения; 7 — поршень насоса; 8 — сбрасываемый клапан; 9 —пакер.

Установки УГН выполняются по схеме с открытой циркуляцией рабочей жидкости (ОРЖ), имеющей простейшее конструктивное исполнение и один ряд НКТ — пакерное устройство, позволяющее использовать в качестве канала кольцевое пространство между колонной НКТ и обсадной колонной. Смесь добытой и отработанной жидкостей поступает в систему емкостей, где происходит отделение газа, воды, механических примесей, а оставшаяся часть смеси—на прием силового насоса и в коллектор продукции. При герметизированной однотрубной системе нефтепромыслового сбора нефти и газа отсепарированный газ направляется в тот же коллектор.

Для улучшения смазывающих свойств рабочей жидкости, борьбы с коррозией, ускорения дегазирования и деэмульсации, в поток жидкости с помощью специального дозировочного насоса, входящего в состав наземного оборудования, добавляют присадки, химические реагенты, ингибиторы.В качестве силовых насосов используют трех- или пятиплунжерные насосы высокого давления.

Рабочая жидкость, выходящая из газосепаратора, перед поступлением на прием силовых насосов проходит через гидроциклонный аппарат, где происходит отделение механических примесей в поле центробежных сил.

Очищенная от газа, воды, механических примесей рабочая жидкость под высоким давлением направляется на гребенку для распределения по напорным наземным трубопроводам, а затем—в оборудование устья скважин, откуда при положении устьевого переключателя «работа»—в НКТ и далее в ГН, приводя его в действие.

Гидропоршневой насосный агрегат представляет собой прямодействующий гидравлический насос, управление гидродвигателем которого осуществляется золотниковым устройством. Этот агрегат состоит из собственно гидропоршневого свободно сбрасываемого насоса, посадочного седла и сбрасываемого обратного клапана. Конструкцией ГН определяются основные параметры установки: подача, давление, расход рабочей жидкости, рабочее давление, к. п. д., глубина спуска в скважину, размер и конструкция лифта, надежность.ГН включает поршень насоса, жестко соединенный силовым штоком с поршнем двигателя, управляющее золотниковое устройство и клапаны — всасывающий и нагнетательный. Рабочая жидкость поступает в одну из полостей двигателя, создавая усилие, увлекающее поршень двигателя и соответственно поршень насоса вверх или вниз. При подходе поршня двигателя к крайнему положению золотник под механическим или гидравлическим воздействием поршня двигателя перемещается в противоположное положение, меняя направление движения рабочей и отработанной жидкостей в гидродвигателе. Это приводит к изменению направления поршневой группы. Насос, совершая возвратно-поступательное движение, откачивает жидкость из пласта через всасывающий и нагнетательный клапаны.

40. Технические характеристики самоходных подъемных агрегатов для текущего и капитального ремонта скважин. Расчет потребной мощности и степени использования.

Для безвышечного проведения ПРС используются следующие самоходные агрегаты: А-50У; Азинмаш-37А; Азинмаш-43А; Бакинец-3М. А-50У используется при КРС.

Техническая характеристика

	А-50У	Азинмаш-37А	Азинмаш-43А	Бакинец-3М
1. Номинальная грузоподъемность, кН Транспортная база Мощность привода тягового двигателя, л.с. Емкость барабана лебедки, м при навивки каната диаметром 15 мм Число тормозных шкивов Вышки Высота от земли до оси кронблока, м Наибольшая длина поднимаемой трубы, м Оснастка талевой системы Диаметр применяемого талевого каната, мм	500 КрАЗ-257 240 3500 2 22,4 16 34 25	320 КрАЗ-255 240 2000 1 18 12,5 23 22,5	270 Т-100 108 2000 1 18 12,5 23 22,5	370 Т-100 108 1200 1 17,4 12 34 18,5