Газлифтный способ добычи

Преимущества, недостатки, области применения газлифтного способа добычи. Эксплуатация скважин с помощью центробежного насоса с электроприводом. Применение температурных и ультразвуковых датчиков. Тепловой (термодинамический) расчёт поршневого компрессора.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 09.04.2017
Размер файла 1,6 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Институт природных ресурсов

Кафедра теоретической и прикладной механики

Направление: Технологические машины и оборудование

Курсовой проект

На тему: «Газлифтный способ добычи»

Выполнил:

студент гр. 4Е31 Сироткин Алексей

Томск 2017

Оглавление

Введение

1. Газлифтный способ добычи. Преимущества, недостатки и области применения

2. «Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин»

2.1 НКТ

2.2 Газлифтные клапаны

2.3 Пакер ПН-ЯГМ

2.4 Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

2.5 Компрессоры Ariel

3. Анализ различных технических решений. Формулировка проблемы

4. Патентно-информационный поиск

4.1 Прямоточный клапан поршневого компрессор RU 2511951

4.2 Клапан прямоточный RU 2568029:

4.3 Прямоточный клапан RU 2264576:

5. Технические решения

5.1 Применение температурных датчиков

5.2 Применение ультразвуковых датчиков

6. Технические расчеты

6.1 Тепловой (термодинамический) расчёт поршневого компрессора

6.1.1 Распределение повышения давления по ступеням

6.1.2 Определение коэффициентов подачи

6.1.3 Определение основных размеров и параметров ступеней

6.1.4 Выбор клапанов по пропускной способности

6.1.5 Подбор пружин клапанов

Заключение

Список литературы

Введение

Извлечение нефти из недр земли осуществляется за счет энергии двух видов -- естественной энергии пласта и энергии, подаваемой в скважину тем или иным способом. Способ эксплуатации нефтяной скважины, при котором используется энергия пласта, называется фонтанным.

Фонтанный способ применяется в начальный период эксплуатации, когда пластовое давление залежи достаточно велико. Фонтанный способ наиболее экономичен. Скважины, эксплуатирующиеся фонтанным способом, оборудуют специальной арматурой, которая позволяет герметизировать устье скважины, регулировать и контролировать режим работы скважины, надежно обеспечивать полное закрытие скважины под давлением.

Способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии, называют механизированными. Существуют две разновидности механизированного способа эксплуатации -- компрессорный и насосный.

При компрессорном, или газлифтном, методе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (метод без компрессорного газлифта).

На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, в которых в качестве рабочего агента используют воздух. Недостатки этого метода -- необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов. Газлифтный метод применяется на месторождениях Западной Сибири, Туркмении, Западного Казахстана.

1. Газлифтный способ добычи. Преимущества, недостатки и области применения

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию из вне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт. При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и без компрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при без компрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мех. примесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин. Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мех. примесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют без компрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой -- до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40--60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

2. «Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин»

1) Комплектность установки при ГЭС.

2) Подземное оборудование газлифтных скважин: НКТ, газлифтные клапаны, скважинные камеры, пакер.

3) Наземное оборудование газлифтных скважин: ОУГ, набор инструмента типа ГК, установка ЛСГ для проведения скважинных работ.

2.1 НКТ

Рис. 1

Насосно-компрессорные трубы - выполняют следующие основные функции:

а) являются каналом для подъёма добываемой жидкости;

б) служат для подвески глубинного оборудования;

в) являются каналом для проведения различных технологических операций.

Классификация НКТ:

1. В зависимости от назначения и условия применения

Фонтанные - при применении в фонтанных скважинах

Насосные - при эксплуатации в насосных скважинах

Компрессорные - при газлифтной эксплуатации скважин.

2. По конструкции

Гладкие трубы и муфты к ним

Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним - тип В

Гладкие высоко герметичные трубы и муфты к ним - тип НКМ

Высоко герметичные без муфтовые трубы с высаженными концами наружу - тип НКБ.

По типу исполнения

Исполнение А - длина НКТ - 10 м. ± 5%

Исполнение Б - длина НКТ от 5,5 - до 10м (13м).

Гладкие трубы являются не равнопрочными, прочность в резьбовой части составляет 80-85%, а трубы с высаженными наружу концами - равнопрочные.

Размеры НКТ:

ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск НКТ

Рис. 2

Диаметр НКТ с высаженными наружу концами - 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.

Толщина стенок - от 3 до 8 мм.

Материалы НКТ:

Диаметр гладких НКТ - 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.

НКТ выпускают из стали группы прочности Д, К, Е, Л, М.

Резьба в НКТ коническая (НКТ) и трапециидальная (НКМ и НКБ).

Преимущества конической резьбы - возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств, возможность ликвидации в резьбе разрывов, сокращение времени на сборку - разборку.

2.2 Газлифтные клапаны

Газлифтные клапаны предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства, в ко лонну подъемных труб при добыче нефти газлифтным способом.

Газлифтные клапаны устанавливают в скважинных камерах ниже статического уровня жидкости. По способу управления газлифтные клапаны работают от давления в затрубном пространстве, давления столба жидкости в НКТ и перепада давления между ними.

Наибольшее распространение получили клапаны, управляемые затрубным давлением сильфонного типа серии Г и выпускаемые с условным наружным диаметром 20, 25, 38 мм с диапазоном давления зарядки 2-7 МПа.

Газлифтные клапаны Г состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток - седло, обратного клапана и устройства для фиксации клапана в скважинной камере.

Сильфонная камера заряжается азотом через золотник. Сильфонная камера -герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого является металлический многослойный сильфон.

Рис. 3

Рис. 4

Рис. 5 Скважинная камера и размещение в ней газлифтного клапана: 1 - муфта; 2, 5 - патрубок; 3 - кулачковый фиксатор; 4 - газлифтный клапан

Пара шток - седло является запорным устройством клапана, к которому газ поступает через окна кармана скважинной камеры.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство скважины.

Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Управляющим давлением для пусковых клапанов является давление газа затрубного пространства скважины. Воздействуя на эффективную площадь сильфона, газ сжимает его, в результате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы.

Число устанавливаемых клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются они последовательно по мере снижения уровня в затрубном пространстве скважины. Понижение уровня в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана.

На заданном технологическом режиме скважина должна работать через рабочий клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, которые используются только в период пуска скважины.

Газлифтные клапаны в скважинных камерах устанавливают специальным инструментом, спускаемым на проволоке гидравлической лебедкой.

Условные обозначения клапана: Г - газлифтный клапан сильфонного типа; цифра перед буквой Г - номер модели; первые цифры за буквой Г - условный диаметр клапана; следующие две цифры - рабочее давление; Р - рабочий газлифтный клапан, без буквы Р - пусковой.

Например: Г-38-21, ГР-38-21, 2ГР-25-21, 5Г-25-35.

Скважинные камеры предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фон-танным или газлифтным способом.

Сильфонная камера представляет собой конструкцию, состоящую из наконечников, рубашки и кармана. Рубашка изготовлена из специальных овальных труб. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены посадочные поверхности. В кармане камеры имеются перепускные отверстия, через которые газ поступает к газлифтному клапану. При ремонтно-профилактических работах в кармане может быть установлена циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия - глухая пробка.

2.3 Пакер ПН-ЯГМ

Пакер - устройство, предназначенное для разобщения отдельных участков скважины.

Функции пакера:

? Защищает обсадную колонну от воздействия пластового давления,

? Препятствует контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей,

? Способствует давлению газа только в НКТ,

? Создаёт возможность раздельной эксплуатации отдельных пластов и пропластков.

Конструкция пакера ПН-ЯГМ: ствол, переводник, упор, резиновые манжеты, конус, плашки, плашкодержатель, поршень, корпус клапана (седло, шарик и срезные винты).

Принцип действия пакера ПН-ЯГМ.

Рис. 6 Пакер ПН-ЯГМ 1 - муфта; 2 - упор; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - конус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 - плашкодержатель; 10 - винт; 11 - кожух; 12 - поршень; 13 - корпус клапана; 14 - шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт

Пакер работает следующим образом: после спуска на заданную глубину на НКТ в НКТ бросают шарик, который устанавливается в седле. Затем начинают закачивать жидкость под давлением и создают давление в пакере, которое начинает перемещать поршень, он толкает плашкодержатель и надвигает плашки на конус, прижимает их к телу обсадной колонны. Резиновые манжеты расширяются и герметизируют затрубное пространство. При увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком в корпусе клапана и они выпадают на забой скважины, тем самым освобождая проходное сечение ствола пакера.

2.4 Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

Центробежный насос с электрическим приводом - устройство, которое распространено не так хорошо, как предыдущая разновидность, однако отличается внушительными показателями по количеству получаемой нефти и газа. Свыше 80% общего объема добычи нефти и газа по стране приходится именно на скважины с таким оборудованием. Такой насос представляет собой удлиненную конструкцию небольшого диаметра, которая способна функционировать в агрессивных средах. В состав насоса входит погружной аппарат, линия кабеля, НКТ, оборудование, которое устанавливается для устья, а также наземная техника для управления.

К ключевым узлам относятся следующие элементы:

? Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.

? Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.

? Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.

? Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента - плоскую.

Рис. 7

К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:

? Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.

? Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.

Данная установка должна монтироваться прямо в процессе спуска конструкции в ствол скважины. Сбор элементов производится в последовательном порядке, по направлению снизу наверх, в том числе и соединение кабеля с установкой и к трубам. Крепление осуществляется посредством металлических особых поясов; кабель, ведущий на поверхность, подключается к трансформатору и станции, которая выполняет функцию управления.

Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена парой клапанов - сливным и обратного хода. Они установлены над насосом. Клапан обратного хода применяется в системе насоса для подачи жидкости в НКТ перед началом функционирования насосной станции. Этот клапан также не дает жидкости пролиться вниз из-за высокого давления. Что касается сливного клапана, то этот элемент устанавливается над предыдущим и применяется для слива жидкостей, который необходимо осуществить перед поднятием наверх оборудования.

Достоинства электрических центробежных насосов достаточно обширны и выделяют их по сравнению с глубинными аналогами штангового типа:

? Легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования.

? Возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины.

? Возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км).

? Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами.

? Исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность.

? Повышенная легкость процесса удаления парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ

2.5 Компрессоры Ariel

Для закачивания воздуха или азота применяются JGN и JGQ поршневые, оппозитные компрессоры небольшой мощности, которые стали одним из лучших экономичных решений для парков сжиженного природного газа с многочисленными стандартными компрессионными установками. Поршневые оппозитные компрессоры JG и JGA средней мощности хорошо работают как с газо-поршневым, так и электрическим приводом. Применяются поршневые компрессоры JGK, JGT, JGH, JGE, JGR, JGJ для газлифтного способа добычи.

Рисунок 8 Компрессор Ariel для газлифтного способа добычи: 1-смотровые окна; 2-шатун из кованной стали; 3- коленчатый вал из кованной стали; 4- цилиндр; 5- крейцкопф; 6 - противовес коленчатого вала.

Благодаря закачке природного газа в подъемную трубу масса нефтяного столба уменьшается до того, что имеющееся остальное пластовое давление достаточно для доставки смеси из нефти и газа до рабочей платформы. В дополнительно подключенных сепарационных установках газ снова отделяется от нефти. Для обеспечения требуемого в таких случаях применения технологического давления применяются газлифтные компрессоры в диапазоне давления около 100 - 150 бар.

3. Анализ различных технических решений. Формулировка проблемы

В процессе работы компрессорной установки, поршневой компрессор и его составляющие подвергаются различным нагрузкам: динамические (циклические), растягивающие и сжимающие, постоянно прикладываемые и снимаемые нагрузки, статические и тепловые, а также действие нереверсивной нагрузки на рабочие части компрессора. Каждая из нагрузок, особенно если она превышает допустимую, приводит к пагубным последствиям.

Их возникновение может вызвать масляное голодание поверхностей, чрезмерный нагрев, высокие напряжения и привести к усталостному разрушению, выкрашиванию поверхностей соприкосновения, появлению остаточной деформации, сопутствующей изменению геометрии деталей, а также выхода их из строя и соответственно самого агрегата.

Для обеспечения бесперебойной работы поршневого компрессора, необходимо их предотвращение.

Более детально рассмотрим клапана компрессора Ariel, а именно основные причины поломки и причины их предотвращения

Для начала следует рассмотреть конструкцию клапана Hoerbiger:

Это наиболее распространенная конструкция клапанов, применяемых в цилиндрах компрессора Ariel.

Конструкция клапанов СТ является базовой для других типов клапанов.

Седло воспринимает все нагрузки, создаваемые перепадом давлений на клапане.

Каналы клапана должны быть максимально гладкими и широкими для того, чтобы уменьшить турбулентное течение и увеличить пропускную способность. Уплотнение происходит при контакте пластины клапана и седла. Уплотнительная поверхность седла должна быть достаточно большой, чтобы обеспечить хорошее уплотнение и достаточно узкой, чтобы уменьшить «прилипание» пластины к седлу и обеспечить быстрое открытие клапана.

Ограничитель клапана - в нем размещаются пружина и пластина. Величина подъема пластины определяется глубиной ограничителя. Величина подъема пластины должна быть достаточной для обеспечения требуемой производительности, но и достаточно маленькой для уменьшения силы удара пластины о седло при закрытии клапана.

На ограничитель действуют меньшие силы, чем на седло, поэтому он имеет меньшую толщину.

Каналы должны быть достаточно широкими, чтобы не создавать дополнительного сопротивления потоку.

Демпферная пластина устанавливается между ограничителем и пластиной клапана для уменьшения эффекта прилипания пластины клапана к ограничителю. Эффект прилипания возникает из-за большого количества масла на пластине клапана и ограничителе. Это приводит к позднему закрытию.

Было установлено, что «демпферная пластина в больших клапанах, в некоторых случаях, может генерировать сильные вибрации, что приводит к уменьшению ресурса клапана.

Так как «демпферная» пластина установлена, чтобы уменьшить эффект прилипания, в ограничителе вделаны проточки для уменьшения площади контакта.

Также была увеличена толщина пластины и глубина ограничителя для сохранения величины подъема клапана.

Пластина клапана перемещается в одном направлении открывая клапан, и в обратном - закрывая его. Уплотнение происходит при контакте пластины с седлом.

Главные требования к пластине клапана (к материалу): минимальный вес и максимальная упругость. Эти параметры важны для уменьшения силы удара пластины о седло при закрытии.

На пластину клапана влияют: давление, скорость потока, молекулярный вес газа.

Основные неполадки клапанов Hoerbiger, причины их возникновения.

Рис. 9 При изменении рабочих параметров

Существует ограниченное число причин поломки клапанов.

Основное количество этих причин связано с изменением рабочих параметров. Самая главная - изменение давлений. Также распространенными причинами поломки клапанов являются:

? Выпадение конденсата

? Загрязнение газа

? Пульсации газового потока

В зависимости от вышеперечисленных факторов, конструкция клапана может быть изменена путем замены пружин и пластин.

Неполадки в работе клапана - изменение рабочих параметров.

Симптомы:

Поломка пластин по наружному диаметру; Глубокие вмятины и царапины на седле.

Причина:

Позднее закрытие; Неверный подбор пружин.

Первоначальная причина:

Изменение рабочих параметров Решение проблемы:

Обращение в корпорацию Ariel для перерасчета клапанов на новые параметры;

Изменить конструкцию клапанов в соответствии с новыми расчетами.

Неполадки в работе клапана - изменение рабочих параметров.

На данной иллюстрации показана типичная поломка клапана. Из-за неравномерности потока через пластину при закрытии она сначала ударялась одной стороной о седло, а затем закрывалась полностью.

Из-за неравномерного закрытия нагрузка на внешнее кольцо пластины превышала допустимую, в результате чего произошла поломка пластины с более нагруженной стороны.

Неполадки в работе клапана - изменение рабочих параметров. Данном случае видно истирание металла в зоне контакта пружины с ластиной.

Причина: вибрация пластины из-за высокой нагрузки от пружин.

Решение: выполнить пересчет пружины на упругость.

Неполадки в работе клапана - изменение рабочих параметров.

Пульсации газа могут вызвать поломки клапанов. Пульсации также могут вызвать перенасыщение цилиндра газом либо недостаточное его заполнение.

Неполадки в работе клапана - жидкость в газе.

Рассмотрим случай, когда в газе присутствует жидкость.

«Симптомы»:

Поломка пластин по внутреннему диаметру;

Поломка пружин;

Поломка корпуса клапана.

Причина:

Образование конденсата;

Выпадение конденсата перед компрессором

Попадание горячего газа в холодный цилиндр

Жидкость в газе

Первоначальная причина: Рисунок - поломка клапана

? Несоответствующий контроль температуры газа;

? Неполная сепарация конденсата.

Решение проблемы:

? Чаще дренировать сепараторы;

? Пересмотреть температуру межступенчатого охлаждения газа;

? Термоизоляция всасывающего трубопровода;

? Заменить сепараторы

Жидкость в газе - это нетипичная поломка так как она не была вызвана перегрузками при закрытии. Это случилось в результате прохождения через клапан жидкости или механических примесей.

Изменение подъема клапана или замена пружин не решит данную проблему.

Механические примеси.

Рассмотрим случай, когда газ содержит механические примеси.

Грязь или окалина после сварки в трубопроводной обвязке может привести к износу уплотнительных поверхностей клапана. Данную пластину отремонтировать невозможно.

Повреждения данного клапанного седла были вызваны механическими примесями в газе. Его можно отшлифовать и отполировать.

Изменение в работе вспомогательных систем

Приведем схему причин поломки клапана и последствий

Избыток смазки - основная причина поломки клапанов. Прилипание пластины приводит к позднему закрытию; Масло попадает в цилиндр из сепараторов.

Рис. 10

При загрязнении труб Аппарата Воздушного Охлаждения уменьшится перепад температур между ступенями.

Увеличение температуры всасывания приведет к увеличению температуры нагнетания, что потребует замены материала пластин.

Неправильная установка или ремонт

Стяжные болты и контргайки стяжных шпилек должны быть затянуты необходимым моментом.

Значения моментов затяжки клапанных болтов указаны обычно в техническом руководстве по эксплуатации.

Седло этого клапана зажимали в тисках, в результате чего оно могло деформироваться. Это может привести к проблемам с установкой или извлечением клапана. Также зажимая седло клапана в тисках можно создать в нем внутреннее напряжение, что приведет к поломке при цикличном нагружении.

Также стоит обратить внимание на то, что ограничитель установлен «вверх ногами», в клапане много металлической стружки, отсутствует верхняя часть контргайки «Дрейка», и повреждены верхние витки резьбы шпильки.

Рис. 11

Поломка клапанного седла произошла из-за превышения момента затяжки болтов крышки клапана и излишнего количества прокладок под клапаном.

Рекомендуется использовать моменты затяжки рекомендуемые Корпорацией Ariel.

4. Патентно-информационный поиск

4.1 Прямоточный клапан поршневого компрессор

Владельцы патента RU 2511951: Горбунов Сергей Андреевич (RU)

Рис. 12

Изобретение относится к области машиностроения, в частности к компрессорному машиностроению, и предназначено для использования в качестве газораспределительных органов - клапанов в поршневых компрессорах, как общего, так и специального назначения. Прямоточный клапан поршневого компрессора содержит клапанную плиту в виде диска, в котором в перпендикулярной плоскости выполнены входные и выходные каналы и запорные элементы между ними. В диске выполнен кольцевой периферийный бурт для его крепления в крышке компрессора. Диск выполнен из эластичного термостойкого материала. Входные и выходные каналы выполнены в виде соосных цилиндрических отверстий. Каждый запорный элемент выполнен в виде двух диаметрально сомкнутых в закрытом положении губок, находящихся в выходном канале и отлитых заодно с телом диска в своем основании. Оси каналов равномерно размещены на концентрических окружностях по всей площади диска.

В теле диска расположена выходящая в кольцевой бурт армирующая металлическая пластина с отверстиями, окружающими входные каналы.

Изобретение направлено на снижение гидравлического сопротивления клапана при проходе газа, т.к. поток газа не меняет своего направления, что приводит к уменьшению расхода электроэнергии, потребляемой электродвигателем поршневого компрессора.

Изобретение относится к поршневым компрессорам как общего, так и специального назначения, в частности к газораспределительным органам - клапанам поршневых компрессоров.

Недостатками этой конструкции клапана являются также высокое гидравлическое сопротивление при проходе газа, меняющего свое направление, выраженное в наличии в конструкции щели конструктивных сужений и препятствий в виде задней стенки седла, малое пропускное сечение и сложность в изготовлении.

Задачей изобретения является устранение указанных недостатков. Технический результат изобретения заключается в снижении гидравлического сопротивления при проходе газа, т.к. поток газа не меняет своего направления, что приводит к уменьшению расхода электроэнергии, потребляемой электродвигателем поршневого компрессора

Предлагаемое техническое решение дает возможность:

- снизить удельный расход электроэнергии, потребляемой электродвигателем поршневого компрессора;

- увеличить пропускную способность прямоточного клапана;

- значительно упростить изготовление прямоточного клапана. Заявленный клапан может быть изготовлен на стандартном оборудовании с использованием известных технологических процессов.

4.2 Клапан прямоточный RU 2568029

Рис. 13

Изобретение относится к обратным клапанам, а именно к прямоточным обратным клапанам с пластинчатыми запорными органами, и может быть использовано в компрессоре как со стороны всасывания, так и со стороны нагнетания. Клапан прямоточный содержит седло с продольными V-образными пазами и подводящими каналами, размещенные в пазах седла запорные органы в виде пластин, поджимающие указанные пластины ленточные пружины, Z-образную ограничительную втулку и плоскую решетку между седлом и ограничительной втулкой. Седло выполнено в виде единой детали с входной втулкой. Плоская решетка закреплена на седле с помощью крепежных элементов, входная втулка выполнена из эластомера, а седло - из эластомера или из алюминия. Изобретение позволяет повысить герметичность закрытого клапана.

Изобретение относится к обратным клапанам, а именно к прямоточным обратным клапанам с пластинчатыми запорными органами, и может быть использовано в компрессоре как со стороны всасывания, так и со стороны нагнетания.

Недостатками известного устройства являются его недостаточные надежность и герметичность закрытия.

Задачей изобретения является устранение указанных недостатков. Технический результат заключается в повышении герметичности закрытого клапана. Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что в клапане прямоточном, содержащем седло с продольными V-образными пазами и подводящими каналами, размещенные в пазах седла запорные органы в виде пластин, поджимающие указанные пластины ленточные пружины, Z-образную ограничительную втулку и плоскую решетку, установленную между седлом и ограничительной втулкой, плоская решетка закреплена на седле с помощью крепежных элементов, седло выполнено в виде единой детали с входной втулкой, причем входная втулка выполнена из эластомера, а седло - из эластомера или из алюминия. Ограничительная втулка предпочтительно закреплена на седле посредством, по меньшей мере, одного крепежного элемента, например винта.

Предлагаемый клапан работает следующим образом.

Газ, проходя через каналы седла 1? клапана, преодолевает сопротивление ленточных пружин 3, отжимает рабочие пластины 2 и входит в цилиндр (клапан всасывающий) или выходит из цилиндра (клапан нагнетательный). При выравнивании давления газа с всасывающей и нагнетательной сторон клапана рабочие пластины 2 автоматически прижимаются к седлу 1? за счет ленточных пружин 3 и перекрывают отверстия клапана. В этом случае клапан закрыт.

Выполнение втулки 1 из эластомера обеспечивает ее большую эластичность и, как следствие, герметичность клапана в сборе. Выполнение седла 1? также из эластомера гарантирует еще более надежное прижатие решетки 4, а значит, ленточных пружин 3 и пластин 2 в закрытом положении клапана. Однако клапаны с алюминиевым седлом 1? более износостойки.

Поскольку седло 1? выполнено за одно с входной втулкой 1, возникновение протечки между этими деталями исключено. Плотное прижатие и надежное удержание решетки 4 обеспечиваются за счет ее непосредственного крепления к седлу 1? с помощью винтов 6?. Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет значительно повысить герметичность закрытого клапана.

4.3 Прямоточный клапан RU 2264576

Рис. 14 1 - боковые плиты; 2 - седло; 3 - упругие пластины; 4 - коническая посадка; 5 - стопорные планки; 6 - штифты; 7, 8 - выступы; 9 - газовые каналы; 10 - ребра жесткости; 11 - задняя стенка; 12 - канавка; 13 - клиновидный скос; 14 - прорези.

Изобретение относится к области машиностроения, в частности к компрессоростроению, и предназначено для использования в качестве газораспределительного клапана, например, в поршневых компрессорах. Прямоточный клапан состоит из плоских седел и прилегающих к ним упругих пластин. Ребра жесткости седла не доходят до щели на 2-2,5 мм, образуя канавку. Задняя стенка образованной канавки имеет скос 55-60° к плоскости седла. Элементы клапана образуют конфузор до уплотняющей кромки. Изобретение направлено на снижение гидравлического сопротивления при проходе газа через клапан, т.е. на уменьшение потерь энергии в клапане

Изобретение относится к области машиностроения, в частности к компрессоростроению, и касается усовершенствования газораспределительных клапанов.

Задачей предложенного изобретения является снижение гидравлического сопротивления при проходе газа через клапан, т. е. уменьшение потерь энергии в клапане поршневого компрессора.

Снизить гидравлическое сопротивление при проходе газа можно за счет увеличения площади щели (самого узкого места в клапане, через которое течет газ). Это достигается предложенной конструкцией клапана, которая состоит из плоских седел прямоугольного сечения с открытыми газовыми каналами и ребрами жесткости и прилегающих к ним упругих пластин с прорезями. Ребра жесткости седла не доходят до щели на 2-2,5 мм, образуя канавку, задняя стенка которой имеет скос 55-60°, а элементы клапана образуют конфузор до уплотнительной кромки. Кроме того, клапан содержит боковые плиты, стяжные кольца, стопорные планки, а взаимное расположение всех элементов клапана фиксируется штифтами.

За счет канавки в клапане, образованной между ребром жесткости и седлом клапана, увеличивается площадь щели.

Элементы клапана в собранном виде образуют конфузор перед уплотняющей кромкой.

Клапан работает следующим образом. При давлении газа со стороны газовых каналов большем, чем давление газа с противоположной стороны клапана, пластина под действием газа отгибается и открывается щель, через которую проходит газ. Когда разность давлений на клапан становится равной нулю или меняет знак, пластина садится на седло, щель закрывается, поток газа прекращается.

Предложенная конструкция прямоточного клапана благодаря канавке в седле и скошенной стенке в направлении движения газа позволяет снизить гидравлическое сопротивление при проходе газа на 20-25% за счет увеличения эквивалентной площади на 20-32%.

скважина насос термодинамический компрессор

5. Технические решения

5.1 Применение температурных датчиков

Установка датчиков температуры на клапана всасывания и нагнетания. Принцип работы заключается в том, что каждый датчик настраивается на определенный диапазон рабочих температур, и при выходе показаний за пределы будет издаваться сигнал, который будет регистрироваться.

Датчик, издавая сигнал, даст понять оператору, что клапан достиг порогового значения температуры и требуется приостановить работу компрессора, во избежание поломок других составных частей компрессора, ряда, или самого компрессора.

Данное решение позволит избавится от лишних затрат, а в хорошем случае и сохранить клапан в целостности пока он не достиг температуры, при которой возникнет пластическая деформация и разрушение.

5.2 Применение ультразвуковых датчиков

Установка ультразвуковых импульсных датчиков, которые с определенной частотой будут подавать импульс на клапана. Приемник и излучатель сигналов являются совмещенными, т.е. в одном корпусе. В режиме приема сигнала, приемник будет улавливать амплитуду сигнала, заранее настроенной на генераторе импульсов и если амплитуда сигнала падает (растет), а это означает, что длина волны меняется (клапан деформируется или теряет целостность) то также издается оповещение;Для примера возьмем существующие датчики MICROSONAR UTO, MICROSONAR UTP прежде всего предназначены для применения в автоматических системах управления производственными процессами.

Бесконтактные датчики расстояния MICROSONAR UTO, MICROSONAR UTP могут использоваться для обнаружения присутствия или отсутствия объектов или для высокоточного измерения расстояния между датчиком и целевым объектом.

ПРИМЕНЕНИЕ

Благодаря использованию ультразвука выключатели этого типа способны распознавать объекты любой структуры - стали, жидкости, порошкооборазные материалы, прозрачные объекты из стекла и пластика.

Ультразвуковые выключатели выполняют свои функции в условиях запыленности, задымленности, тумана. Они не чувствительны к постороннему свету и звуку.

Наибольший эффект достигается при:

- определении уровня и высоты резервуаров

- измерение расстояний

- определении диаметра рулонов

- контроле провиса, разрыва

В ультразвуковых датчиках MICROSONAR используются бесконтактные ультразвуковые принципы для обнаружения и определения положения объекта. Они работают подобно бесконтактным выключателям или передают данные о расстоянии между чувствительной поверхностью датчика и объектом. В зависимости от модели датчика выходной сигнал может быть либо 4-20 мА, либо 0-10 В и может быть задан для любой части в пределах номинального диапазона.

Точки срабатывания бесконтактного датчика могут быть настроены на любое место в пределах диапазона.

Ультразвуковые датчики серий MICROSONAR UTO, MICROSONAR UTP просты в программировании, программирование датчиков выполняется при помощи входящей в комплект поставки магнитной отвертки или при помощи программирующего соединительного провода, в кабеле датчика.

С целью отброса ложных отраженных сигналов датчик MICROSONAR усредняет программируемое количество действительных измерений расстояния. Это усредняющее количество «a» выбирается с учетом стабильности отображения, скорости движения целевого объекта и помех рабочей площадки, включая возможность наличия потерянных отраженных сигналов. Это также предполагает дальнейшую способность отброса количества «k» последовательных недействительных отраженных сигналов, используемых в случае, когда целевой объект передает отраженный сигнал низкого качества.

6. Технические расчеты

6.1 Тепловой (термодинамический) расчёт поршневого компрессора

Воздушный компрессор

В качестве исходных данных заданы:

производительность по нормальным условиям (120 м3/мин); давление всасывания (0,1 МПа); давление нагнетания (1,1 Мпа = 10.1 бар); температура всасывания (300 К);

рабочее тело - атмосферный воздух с влажностью 80 %.

6.1.1 Распределение повышения давления по ступеням

Общее номинальное относительное повышение давления компрессором подсчитаем по уравнению

Подставим в эту формулу имеющиеся у нас значения:

В существующих компрессорах значения относительного повышения давления в компрессоре зависит от числа ступеней:

Таблица 1

Одна

4…7

Пять

150…1000

Две

6…30

Шесть

200…1100

Три

14…150

Семь

600…1500

Четыре

36…400

Исходя из вышесказанного, принимаем число ступеней сжатия z = 2.

Номинальное относительное повышение давления во всех ступенях принимаем одинаковым:

Номинальное давление всасывания во II ступень определяем по формуле

,

где рн1 - давление нагнетания I ступени.

Относительные потери давления на всасывании I и II ступеней определим из формулы:

;

где А - коэффициент, учитывающий совершенство компрессора, принимаем А = 2,66.

Отсюда:

Относительные потери давления на нагнетании (в нагнетательных клапанах и межступенчатом охладителе воздуха) I ступени определим по формуле

Относительные потери давления на нагнетании II ступени определяем без учета концевого охладителя в предположении, что потери происходят только в нагнетательных клапанах. Предполагая по аналогии со всасывающими клапанами, на которые приходится 0,3дi, что в нагнетательных клапанах относительные потери давления равны 0,3дi, получим

Осредненные давления р1 и р2 определим по следующим формулам

Для удобства результаты расчетов сведем в табл. 2.:

Таблица 2

6.1.2 Определение коэффициентов подачи

Коэффициент подачи определяем по следующей формуле

li = l0ilдрilтilплilвлi

где лдр - коэффициент дросселирования, учитывающий уменьшение производительности из-за падения давления при протекании газа через всасывающие клапаны. Его значения находятся в пределах лдр = 0,95 ч 0,98 Принимаем лдр1 = 0,96; лдр2 = 0,98.

лm - коэффициент подогрева, который учитывает уменьшение производительности из-за подогрева всасываемого газа во время процесса всасывания, т. е. за счет того, что в цилиндре в конце всасывания температура будет выше, чем в СТВ. Его значение определяем по формуле лmi = 1 - 0,01(ецi - 1).

После подстановки получаем

lт1 =1- 0,01(3,7419 -1) = 0,973 ; lт2--=1---0,01(3,5152---1)--=--0,975

лпл - коэффициент плотности, который учитывает уменьшение производительности из-за неплотностей рабочей полости. Его значения находятся в пределах лпл = 0,96 ч 0,98 [6]. Принимаем: лпл1 = 0,98; лпл2 = 0,97.

л0 - объемный коэффициент, который учитывает уменьшение производительности действительного компрессора из-за расширения газа, остающегося после нагнетания в мертвом пространстве. Его значение определяем по формуле

,

где ам - значение относительного мертвого объема. Принимаем ам = 0,1 [6], т - показатель политропы. Его значение принимаем одинаковым в обеих ступенях: т = 1,2.

Тогда

лвл - коэффициент влажности, который учитывает уменьшение производительности из-за наличия водяных паров во всасываемом газе. Его значение определяем по формуле лвлi = 1 - v ki, где vki - относительная доля потери производительности, вызываемая конденсацией водяных паров в холодильнике. Величину vki определяем по формуле

где ш = 0,8 - относительная влажность воздуха при условиях всасывания (дана в задании); рнп = 2332 - давление насыщенных паров при температуре всасывания в первую ступень, Па; RГ = 287,2; Rвп = 462 - универсальные газовые постоянные соответственно сжимаемого воздуха и водяного пара, Дж/кгК.

Получаем

Так как ш - величина переменная, то оценивать влияние влажности можно только приближенно. Однако ошибка не будет больше 3 % от производительности компрессора. Выпадением влаги после второй ступени можно пренебречь, так как оно слишком мало (лвл2 = 1) [8].

Подставим значения всех коэффициентов в формулу для расчета коэффициента подачи

Для удобства результаты расчетов сведем в табл. 3:

Таблица 3

6.1.3 Определение основных размеров и параметров ступеней

Объем описываемый поршнем I ступени определяем по формуле

где Ve - производительность компрессора. Ее значение дано в задании. Тогда

При переходе из одной ступени сжатия в другую газ охлаждается не полностью.

Температуру всасывания во II ступень определяем по формуле:

где Т - недоохлаждение перед II ступенью (принимаем Т = 10 К). Тогда

Объем описанный поршнем II ступени определяем из формулы

По заданным параметрам в качестве ближайшего аналога и прототипа выбираем оппозитный компрессор типа 4М16, который имеет следующие характеристики (табл. 4).

Таблица 4.

Активные площади поршней I, II ступеней определяем из уравнения

Так как у нас в каждой ступени по два цилиндра, то эта формула примет вид

где Сm - средняя скорость поршня (берем из табл. 4).

Тогда

В ступенях двойного действия со штоком с одной стороны поршня (что соответствует выбранной схеме компрессора) диаметры цилиндров находятся по формуле

где fшт - площадь штока, она равна .

Тогда получим выражение для расчета диаметра цилиндра в следующем виде

Рассчитаем значение D2 :

Значения D1 и D2 округляем до ближайшего стандартного размера диаметра цилиндра по ГОСТ 9515-81 [6]: D1 = 0,580 м; D2 = 0,320 м.

Рассчитаем геометрические площади поршней:

Уточним описанные поршнями объемы после округления диаметров цилиндров и хода поршня по формуле

Проверяем производительность компрессора с учетом округления основных размеров цилиндра: так как Vе = л1·Vh1, получаем:

Vе = 0,7333·2,476 = 2,016 м3/с.

Согласно ГОСТ 23680-79 производительность компрессора не должна отличаться от номинальной более чем на ± 5 %. В нашем случае отклонение составляет ± 0,68 %.

Основные размеры и параметры ступеней компрессора сводим в таб. 5:

Таблица 5

6.1.4 Выбор клапанов по пропускной способности

Допустимые относительные потери мощности в клапанах и соответствующие им значения критерия скорости выбираем по рекомендациям [1]:

Скорость звука при условиях в клапане определяем по уравнению

где R - газовая постоянная воздуха: R = 287,2 Дж/кгК.

Рассчитаем допустимую условную скорость газа в клапане по формуле

,

где Fi - значение критерия скорости (смотри выше).

Тогда

Выберем число клапанов в обеих ступенях: zкл.вс.1=3; zкл.вс.2=2; zкл.н.1 = 3;

zкл.н.2 = 2.

Определяем необходимое значение эквивалентной площади клапана по формуле

где Сm - средняя скорость поршня (берем из табл. 2.3).

Тогда

По найденным необходимым значениям эквивалентной площади клапанов подбираем стандартизованные клапаны типа КТ по ОСТ 26 - 12 - 2030 - 81

Проверка компоновки клапанов на крышке цилиндров показывает, что выбранные клапаны могут быть расположены в крышке цилиндра.

Основные данные клапанов ВКТ и НКТ в обычном исполнении представим в табл. 6:

Таблица 6.

6.1.5 Подбор пружин клапанов

Найдем скорректированное значение эквивалентной скорости газа в клапане:

Подставим значения

Скорректируем значение критерия скорости газа в клапане:

Подставим значения

По известному скорректированному значению критерия скорости Fi находим максимальное значение потери давления в клапане в теоретическом хmaxi случае. Для этого воспользуемся графиком [6] зависимости хmaxi от Fi:

xmax.вс.1 = 0,06 ; xmax.вс.2 = 0,055 ; xmax.н.1 = 0,065 ; xmax.н.2 = 0,1.

Задаемся отношением: =0,1ч 0,3 (принимаем И = 0,2).

По известным значениям И и хmaxi найдем минимальное значение перепада давлений в клапане, необходимого для преодоления силы упругости пружины в полностью открытом клапане. Для этого воспользуемся формулой:

.

Подставим значения

Рассчитаем минимальный перепад давлений необходимый для полного открытия клапана по формуле:

где pi - давления всасывания и нагнетания в I и II ступени (см. табл. 2).

Подставим значения:

Находим отношение полной высоты подъема пластины к ширине прохода в щели. Значения h и b берем из табл. 6:

I ступень

Всасывающие клапаны:

Нагнетательные клапаны:

II ступень

Всасывающие клапаны:

Нагнетательные клапаны:

На основании полученных значений отношений h/b находим коэффициент давления потока ср. Для этого воспользуемся графиком коэффициента давления потока для кольцевых и дисковых клапанов [6]:

r p.вс.1 =1,28 r p.вс.2 =1,27 ; r p.н.1 =1,275 ; r p.н.2 =1,17

Рассчитаем приведенную силу упругости пружины по формуле

.

Все необходимые значения известны, подставим их в приведённую формулу и получим:

Округляем значения приведенной силы упругости пружины до ближайшего номинального значения из стандартного ряда [6]:

Рассчитаем силу давления пружины на пластины клапана по формуле

,

где fc - площадь проходного сечения в седле, она определяется по формуле:

.

Значения Фi берем из табл. 6. Тогда

и

На этом тепловой расчет завершён. Для удобства составим в конце итоговую табл. 7 с его наиболее важными результатами:

Таблица 7.

Заключение

Предприняв действия по предотвращению причин возникновения поломки клапанов заблаговременно, приведет к оптимальной и длительной работе компрессора. Это обеспечит продолжительную работу компрессора, избавит предприятие от внепланового ремонта, а также остановки его функционирования, сохранит материалы, силы и средства. Предложенные решения могут стать толчком к началу принятия действий по сохранению долговечности агрегата, увеличения его ресурса и созданию дополнительных приборов или устройств, которые будут служить средством оповещения о нарушении конструктивных особенностей.

Выполнив курсовой проект, изучил газлифтный способ добычи, его преимущества и недостатки. Также изучил оборудование, которое используется при газлифтном способе добычи, в частности это поршневые компрессоры «Ariel». Рассмотрел проблему поломки клапанов, изучил причины, а также некоторые способы устранения данной проблемы. Теоретически предложил технические решения, которые, возможно, помогут обнаружить заблаговременно неправильную работу клапанов и предотвратить их поломку. Провел поиск патентов, которые направлены на улучшение функций клапанов, а также на устранение недостатков, которые существовали в предыдущих клапанах поршневого компрессора, а также выполнил технические расчеты.

Литература

1. Биттнер Э., Семерка Б., Бичевой Р., «40 лет лидеру поршневого компрессоростроения» //Компрессорная техника и пневматика 2006. №4 с. 12 - 18;

2. Семерка Б., Шестоперов И., (Корпорация Ариель, США), Флейшман И., Буланов С. (Инженерный центр «Энергосервис») // Ред. 12.05.2016, Труды 15 международного симпозиума по компрессорам, Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский Политехнический Университет, 2010, стр. 52 - 62;

3. Титов А. (Ариель Корп.), Семерка Б., Бойко А. (Газпром) Доклад на втором Европейском форуме по поршневым компрессорам. 17-18 мая 2001 г., г.Гаага (Нидерланды). «Химическая техника» №5, 2013, с. 8 - 12»;

4. Reciprocating Compressors for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services/ API Standard 618. Fifth edition, December 2007. API Energy, 190 p.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

  • Применение газлифтного способа добычи нефти. Ограничение притока пластовых вод. Предупреждение образования и методы удаления неорганических солей. Снижение пускового давления. Обслуживания и техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин.

    курсовая работа [204,7 K], добавлен 11.03.2011

  • Применение газлифта с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения. Оборудование устья компрессорных скважин. Газлифтный способ добычи нефти и техника безопасности при эксплуатации скважин. Селективные методы изоляции.

    реферат [89,1 K], добавлен 21.03.2014

  • Классификация способов эксплуатации скважин при подъёме скважинной продукции. Изучение видов фонтанирования и типов фонтанных скважин. Характеристика механизированной добычи нефти. Технологический расчет и особенности конструкции газлифтного подъемника.

    контрольная работа [322,0 K], добавлен 21.08.2016

  • Выбор способов добычи нефти. Схема оборудования фонтанной скважины. Газлифтный и насосные способы добычи нефти. Устройство скважинной струйной насосной установки. Критерии оценки технологической и экономической эффективности способов эксплуатации.

    презентация [1,9 M], добавлен 03.09.2015

  • Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.

    учебное пособие [1,1 M], добавлен 24.03.2011

  • Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.

    курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014

  • История и основные этапы развития бурения, принципы и направления разработки соответствующей технологии. Способы добычи нефти и газа: газлифтный, с помощью штангового насоса. Конструкция и технические характеристики станка-качалки с цепным приводом.

    реферат [1,3 M], добавлен 06.05.2014

  • Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти. Принцип действия насоса. Отказы, неполадки оборудования. Техника безопасности на нефтяном предприятии. Общая характеристика Ярегского месторождения. Расчет основных параметров винтового насоса.

    курсовая работа [4,5 M], добавлен 03.06.2015

  • Исследование схемы и состава штанговой насосной установки. Эксплуатация скважин штанговыми и бесштанговыми погружными насосами. Подземный и капитальный ремонт скважин. Изучение техники и технологии бурения скважин. Сбор и подготовка скважинной продукции.

    отчет по практике [1,6 M], добавлен 24.12.2014

  • Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.

    отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.