Изменение характеристик насосов при изменении частоты вращения и геометрических размеров рабочих колес

Размещено на http://www.allbest.ru/

лекции

Нефтегазопромысловое оборудование 03/03/14

Тема: Изменение характеристик насосов при изменении частоты вращения и геометрических размеров рабочих колес

Ширшакова Вера Валерьевна

студент Нигай С.А.



Точка А (режимная рабочая) должна находиться в пределах рабочей части характеристики насоса, если режим работы насоса не будет соответствовать рабочему полю характеристики насоса, то будет нарушен номинальный режим, т.е. необходимые технические показатели не будут достигнуты. В таких случаях необходимо регулирование работы насоса.

Методы регулирования три основных метода

1. Регулирование дросселированием - задвижкой на напорном трубопроводе.

2. Обточка рабочих колес насоса (уменьшение диаметра рабочего колеса).

3. Изменение частоты вращения вала насоса.

Регулирование работы насоса заключается в изменении его напора и подачи.

Для этого используют второй и третий метод.

Характеристику трубопровода изменяют с помощью регулирующей задвижки (метод первый 1) Регулирование работы насоса дросселированием вызывает дополнительные потери энергии.

Обточка рабочих колес насоса (уменьшение диаметра рабочего колеса).

Подача и напор насоса зависят от внешнего диаметра рабочего колеса Д2.

При уменьшении Д2 уменьшается окружная скорость на выходе из рабочего колеса, что приводит к уменьшению напора насоса. Уменьшение Д2 ограничивается величиной КПД насоса. Подачу Q2 и напор H2 после срезки колеса можно определить по уравнениям подобия.

В технических паспортах насоса указываются характеристики насоса для номинального размера рабочего колеса и указаны рекомендуемые величины его срезки, и новые рабочие характеристики. (штрих пунктирными линиями).

Влияние плотности и вязкости жидкости на характеристики насоса.

Основные технические показатели любого насоса определяются при работе его на воде с плотностью ро равной 1000 кг/м3 а вязкость кинематическая 0,01 см2/с и вносятся в документацию на насос поэтому при выборе и эксплуатации центробежного насоса необходимо учитывать влияние плотности и вязкости подаваемой жидкости при выборе характеристики насоса.

С уменьшением плотности жидкости уменьшается полезная мощность в следствии чего уменьшается КПД насоса. С увеличением с плотностью жидкости происходит обратное - полезная мощность и КПД насоса увеличивается. Подача qh насоса не зависят от плотности подаваемой жидкости и характеристика hq остается неизменной.

Изменение вязкость жидкости влияет в основном на потери мощности, увеличиваются потери на дисковое трение и гидравлические сопротивления и потери мощности увеличиваются.

При подачи вязких сырых нефти и нефтепродуктов потери мощности насоса резко увеличиваются КПД уменьшается напор и подача насоса уменьшается характеристика hq уменьшается.

При пересчете технических показателей насоса при подачи более вязких жидкостей пользуются пересчетными коэффициентами для подачи обозначается Kq.

Новые технические показатели работы насоса при работе на воде определяется (123).

Пересчетные определяются экспериментально в зависимости от критерия РЕНОЛЬДСА.

При увеличении вязкости подаваемой жидкости менее значительное изменение характеристики наблюдается у насоса с большим коэффициентом быстроходности НС.

Конструкции насосов

Основными узлами насосов являются подвод жидкости рабочее колесо, отвод жидкости, уплотнение рабочего колеса, сальники, Вал насоса и опоры вала (подшипники). Вал насоса соединяется с электродвигателем с помощью муфты.

Подвод должен обеспечивать равномерное распределение скоростей частиц жидкости на входе в рабочее колесо с возможно меньшей загрузкой потока с целью исключения отрыва потока от лопасти и уменьшения гидравлических потерь. Подводы конструктивно выполняются в виде прямого сужающегося патрубка - конфузора, кольцевого канала или спирального канала по окружности входа в рабочее колесо.

Отвод должен обеспечивать восстановление равномерного движения жидкости после прохождения им рабочего колеса преобразовывать часть кинетической энергии потока в потенциальную энергию давления за счет уменьшения скорости жидкости. Отвод одноступенчатых насосов в большинстве выполняется в виде спирального канала с диффузором кольцевого или лопаточного отвода. В много ступенчатых насосов лопаточный отвод переходит в перепускной канал подводящей жидкость к рабочему колесу к следующей ступени узел подвода и отвода называют (направляющим аппаратом). Жидкость поступает в подвод насоса и перемещается рабочим колесом в отвод который соединен нагнетательным трубопроводом.

Рабочее колесо состоит из следующих частей:

Ступица, переднего и заднего диска и лопастей оно имеет два уплотнения на переднем и заднем диске. Уплотнения на заднем диске колеса и разгрузочное отверстие позволяют уменьшить осевое давление действующая на колесо.

Уплотнения в насосе предназначаются, для предотвращения утечек жидкости или проникновения воздуха в полости всасывания насоса, уменьшения утечек жидкости в зазорах между рабочим колесом и корпусом отвода или направляющим аппаратом насоса и предотвращением утечек жидкости в месте уплотнения вала.

Применяются в основном уплотнительные устройства двух типов:

Сальники с уплотнениями из мягкого материала

Торцевые уплотнения.

Сальник состоит - из упругой набивки и крышки сальника (гундбукса) поджимаемой набивку, подтягивается двумя гайками на шпильки которые ввернуты в корпус насоса, упругая набивка может изготавливаться из хлопчатобумажного шнура пропитанного жиром или графитом при высоких температурах применяется асбестовый шнур или другие специальные набивки. Наиболее эффективным видом уплотнением являются торцевые уплотнения которые работают при более значительных перепадах давления и скоростях вращения состоят из неподвижного кольца закрепленного в корпусе насоса и кольца вращающегося с валом. Кольца прижимаются друг к другу пружинной которая может располагаться и в неподвижных деталях.

Кольца изготавливаются из износостойких деталей бронза нержавеющая сталь керамика и они отличаются высокой точностью размера и частотой обработки поверхности. Для уплотнения рабочих колес со стороны всасывания а также в качестве межступенчатых уплотнений применяются щелевые уплотнения.

Вал насоса предназначен для передачи вращающего момента от привода насоса к рабочим колесам. Для соединения вала с рабочим колесом предусмотрено соединение шпоночного типа. Валы изготавливают из высокопрочных сталей.

В качестве опор вала применяются как подшипники качения шариковые роликовые так и подшипники скольжения.

В зависимости от условий работы и требований надежности применяют спиральные секционные и двойные корпуса.

Насос с двойным корпусом используются в условиях высоких давлений и температур в многоступенчатых насосах применяются в основном секционные корпуса. Одноступенчатые насосы изготавливают с корпусами спирального типа.

Для передачи вращательного момента от двигателя ротору в центробежных насосов применяются в основном соединительные втулочно-пальцевые зубчатые и упругие муфты.

Правила пуска и эксплуатация центробежных насосов техника безопасности

Перед пуском насосной установки необходимо:

1. Убедиться что вал насоса совместно с валом электродвигателя легко проворачивается.

2. Проверить наличие смазки в масленых валах подшипниках сальниках и других трущихся деталях.

3. Проконтролировать затяжку сальника, должна быть равномерной.

4. Открыть задвижку на всасывающем трубопроводе и чуть приоткрыть задвижку на напорном.

5. Залить во всасывающий трубопровод и корпус насоса жидкость.

6. Насосы для перекачки горячих нефтепродуктов перед пуском необходимо прогреть.

Пуск

1. Включить смазочную систему, и систему охлаждения а затем электродвигатель.

2. Медленно открывать задвижку на напорном трубопроводе контролируя показания манометра до достижения необходимого напора.

При остановке

1. Медленно закрыть задвижку на напорном трубопроводе.

2. Выключить электродвигатель.

3. Закрыть задвижку на всасывающем трубопроводе.

4. Закрыть вентиля на смазочной системы и системы охлаждения, отключить манометры.

Отключать насос при открытой задвижке на линии нагнетания не допускается.

Правила безопасности при эксплуатации

1. Эксплуатация с двигателями во взрывозащищенном исполнении.

2. Открытые движущиеся составные части установок должны иметь ограждения, или защитные кожухи.

3. Насосы подающие нефть и нефтепродукты должны иметь отвод утечек из насоса.

4. Детали уплотнения нефтяных насосов должны выполняться из материалов не дающих искрообразования.

5. Уплотнения насосов должны исключать возможность проникновения подаваемой жидкости и нефтяных газов из корпуса насоса в машинный зал.

Разберем оборудование для фонтанной арматуры

Оборудование для фонтанных скважин

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин осуществляется комплексами включающими наземное и скважинное оборудование обеспечивающее отбор продукции в надлежащем режиме проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и гарантирующее от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды.

В зависимости от глубины залегания в продуктивном пласте характеристики горных пород и их устойчивости пластового давления и температуры газового фактора и других свойств применяются различные конструкции скважин.

Условия эксплуатации месторождений нефти и газа охрана недр и промышленная безопасность требуют герметизации и разобщение межтрубных пространств спусков в скважину НКТ направление продукции, номерные устройства регулирования режима скважины и ее кратковременно закрытия и проведение ремонтных работ.

Это осуществляется с помощью установки на устье фонтанной скважине оборудования состоящей из колонной головки фонтанной арматуры и манифольда (обвязки)

Оборудование обвязки обсадных колонн

Колонная головка предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств для подвески обсадных колонн проведения ряда технологических операций установки противовыбросового оборудования в процессе бурения и фонтанной арматуры в процессе эксплуатации. Существуют одно-двух-трех и даже пятиколонные головки.

Различают следующие типы оборудования обвязки обсадных колонн:

1. ОКМ также в шифре указывается - с муфтовой подвеской уже не выпускаются обсадных колонн.

2. ОКК с клиновой подвеской обсадных колонн.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ рассчитаны на давление до 14 МПа представляет собой одну колонную головку состоит из корпуса муфтовой подвески стопорных винтов пробкового крана или задвижки, и манометра.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК рассчитаны на давление 21, 35 и 70 МПа предназначена для подвешивания двух и более обсадных колонн кондуктора, технических и эксплуатационной колонны а также для герметизации и разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц колонных головок которые устанавливают на устья скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн.

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесов и пакеров резиновых уплотнений. Клиньевая подвеска состоит из корпуса и клиньев которые в сборе устанавливают в конической расточке крестовине. Для проведения технологических операций каждая из колонных головок оснащена манифольдами

С целью контроля давления в затрубном пространстве предусмотрены вентили задвижки и манометры.

ШИФР: (как маркируется оборудование)

ОКК2-350-140*219*426

ОКК2 обсадные колонны на клиньях двухголовочная

-350 рабочее давление = 35 Мпа

140*219*426

Диаметры обсадных колонн в мм

Эксплуатационная и техническая без учета колонны кондуктора

К2 исполнение оборудования по коррозионной стойкости

Для сред содержащих продукции естественных скважин

Н2S и СО2 до 6%

К3

Н2S и СО2 до 25%

К1

СО2 до 6%

К2 И для колонных обвязок изготовленных из малолегированной и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора.

исполнение оборудования по коррозионной стойкости

Для сред содержащих продукции естественных скважин

Н2S и СО2 до 6%

ХЛ для холодных климатических условий.

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура предназначена:

1 для подвески одной или двух колонн фонтанных труб.

2 для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонны.

3 для проведения технологической операции при освоении эксплуатации и ремонте скважине

4 для направления продукции скважины в выкидную линию и в газопромысловый шлейф.

5 для регулирования режима работы скважины. И осуществления глубинных исследований.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам: 1 по рабочему давлению (выпускаются на давление 7 14 21 35 70 и 105 МПа) 2 по размерам проходного сечения ствола и боковых отводов от 50 до150 мм. 3 по конструкции фонтанной елки два типа крестовая и тройниковая 4 по числу спускаемых в скважину рядов труб может быть однорядные двух рядные НКТ 5 признак по которым классифицируются по типу запорных устройств могут быть с задвижками или с кранами.

Арматура включает трубную головку фонтанную елку запорные устройства с ручным или пневматическим управлением может быть дистанционным и регулирующее устройство (дроссели).

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб и их герметизации а также для выполнения технологических операций при освоении эксплуатации и ремонте скважины.

Колонны подъемных труб подвешивают на резьбе и на муфтовой подвеске.

Фонтанная елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию регулирование режима эксплуатации для установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина замера давления и температуры среды а также для проведения некоторых технологических мероприятий операций.

В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяют проходные пробковые краны (практика не применяют) и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачи смазки.

Для регулирования режима эксплуатации на боковых струнах елки установлены регулируемые или нерегулируемые дроссели со сменной втулкой из износа стойкого материала

Шифр для фонтанных арматур

АФК6 100/65 210ХЛ арматура фонтанная крестовая тройниковая 6типовая схема сборки 100/65 диаметр ствола и боковых отводов 21МПа климатически холодные районы.

Какие задвижки

Монтаж и безопасная эксплуатация ФА

Фа подбирается так чтобы ее рабочее давление соответствовало максимальному давлению ожидаемому при эксплуатации скважины до установки на устье скважины арматура опрессовывается в собранном виде на пробное давление предусмотренное паспортом арматура должна монтироваться с полным комплектом шпилек и уплотнением после монтажа на устье скважины фа опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны

Безопасность эксплуатации предполагает строгое выполнение технологического режима систематический контроль за давлением на буфере ФА и затрубном пространстве наблюдение неисправностью устьевой арматуры

Запорные устройства фонтанной арматуры 060314

Маркировка КППС до 14 МПа

Кран пробковый проходной смазка

Предназначенные для перекрытия проходных отверстий ФА-ре и устьевом оборудовании делятся на

1 проходные пробковые краны КППС с уплотнительной смазкой.

2 тип запорной арматуры это прямоточные задвижки с однопластинчатым типа ЗМС 1 и двух пластинчатым типа ЗМАД шиберными затворами с принудительной или автоматической подачей смазки ручным или пневматическим управлением.

ЗМС 80 диаметр условного прохода в мм 21 рабочее давление.

Краны пробковые на давлении 14 МПа состоят из корпуса каналы которого перекрываются конусной пробкой при ее повороте рукояткой на 90 гр зазор между корпусом и пробкой регулируется винтом.

Кран работает только со смазкой которая подается через канал шпинделя в полость корпуса через обратный клапан с помощью нажимного болта.

Прямоточные задвижки типа ЗМС1 с принудительной подачей смазки с ручным управлением с условным проходом 65 80 100 и 150 мм и давлением 21 35 МПа состоят из корпуса седла входного шпинделя на котором закреплен шибер, маховика, седла выходного тарельчатых пружин и уплотнений.

Прямоточная задвижка типа ЗМАД на давление 70 МПа с автоматической подачей смазки состоит из корпуса двух седел шибера выполненного в виде двух плашек шпинделя подшипников уплотнений и др.

Регулирующие устройства фонтанной арматуры

Предназначены для регулирования режима работы нефтяных и газовых скважин осуществляемого дросселирования потоком рабочей среды путем изменения площади кольцевого прохода условное обозначение ДР 65*35 ХЛ диаметр условного прохода.

Регулируемый дроссель на давление 35 МПа состоит из корпуса в котором происходит поворот струи под прямым углом и втулки с корпусом насадки Поступательные перемещения наконечника укрепленного на конце шпинделя осуществляется вращением маховика Степень открытия закрытия дросселя определяет площадь кольцевого сечения в мм по указателю с делениями. В качестве насадки постоянного сечения применяется не регулируемый дроссель то есть сборка состоящей из шпинделя с насадкой заменяется заглушкой.

100314

150 стр схема ШСНУ

21. Насосные штанги, назначение, условия работы, конструкция, основы расчета.

22. Приводы штанговых скважинных насосов. Конструкция балансирного привода, цель и способы его уравновешивания.

Штанговый способ добычи нефти.

Никишенко Нефтегазопромысловое оборудование

Конструкции и типы скважинных насосов

вставные - (трубные)

Скважинные насосы по способу соединения с колонной НКТ подразделяются на две группы - это насосы вставные и невставные.

У трубных насосов цилиндр присоединен непосредственно к колонне НКТ и может быть извлечен на поверхность только при подъеме всей колонны.

Плунжер насоса и узел всасывающего клапана опускают и поднимают на колонне штанг.

У вставных насосов весь агрегат в собранном виде спускают и поднимают на колонне штанг. А к низу НКТ он крепиться специальной замковой опоры.

НСН насос скважинный невставной.

НСВ 1 насос скважинный вставной замком на верху.

Скважинные насосы изготавливаются следующих типов.

НСВ 1 насос скважинный вставной замком на верху.

НСВ 2 насос скважинный вставной замком внизу.

НСН насос скважинный невставной без ловителя.

НСН 1 насос скважинный невставной с захватным штоком.

НСН 2 насос скважинный невставной с ловителем.

Цилиндры насосов бывают втулочными и цельнотянутыми

втулочный состоит из кожуха в котором размещены цилиндрические втулки. Втулки в кожухе фиксируются гайками имеют одинаковую длину 300 мм.

цельнотянутые цилиндры представляют собой длинную стальную трубу с внутренней рабочей поверхностью.

Плунжер скважинного насоса представляет собой стальную трубу с внутренней резьбой на концах длинной 1200мм.

В зависимости от площади уплотнения цилиндр плунжер - различают полностью металлические и гуммированные плунжеры.

В металлическом плунжере уплотнение создается нормированным зазором большой длины. В гуммированном - за счет манжет или колец изготовленных из эластомера или пластмассы.

Клапаны скважинных насосов выполняют шариковыми так как они обладают наибольшей способностью. В зависимости от конструкции седла шариковые клапаны бываю с буртом и гладкой наружной поверхностью.

При изготовлении клапанов большое внимание уделяется герметичности прилегания шара к седлу так как зазор приводит к промыву седла и быстрому выходу клапана из строя.

Подача штанговой насосной установки и ее определение

теоретическую подачу глубинного насоса определяют при предположении что утечек жидкости в клапанах и зазоре плунжер-цилиндр нет жидкость не сжимаема а все элементы установки не деформированы

минутная часовая и суточная подача при этом составит соответственно:

Qt = пи/4 * D2 * S * n

Qt = 60 пи/4 * D2 * S * n

Qt = 1440 пи/4 * D2 * S * n

D2 наружный диаметр плунжера; S длина хода м; n число двойных качаний в минуту.

Однако, в действительности фактическая подача меньше теоретической, что обусловлено причинами, которые можно объединить в две группы:

1 группа потери жидкости в насосе:

а) утечки через зазор плунжер-цилиндр.

б) утечки у всасывающих и нагнетающих клапанов.

в) сжимаемость жидкости обусловленная прежде всего наличием газа.

г) отставание жидкости от плунжера при наполнении полости насоса.

2 группа потери жидкости в насосе:

потери обусловленные.

утечки через муфтовые соединения труб.

деформация колонных штанг и НКТ при работе насоса.

Потери жидкости характеризуются учитывается коэффициентом подачи насоса обозначается буквой (ню) представляющей собой фактической суточной подачей насосы Qф к теоретической Qт или равно

n = Qф / Qт = Qф / 1440 пи/4 * D2 * S * n

Расчет колонны штанг

Конструкция колонны штанг выбирается в зависимости от диаметра насоса и глубины его спуска. со справочниками нефтяник и газовик.

При расчете штанг на прочность определяют приведенное напряжение учитывающие циклический характер приложения нагрузки где сигма максимальная это максимальное значение цикла а сигма амплитудная это среднее напряжение цикла равное полуразности равное между максимальным и минимальным напряжением цикла.

Сравниваем расчетное сигма приведенное не должно превышать допускаемое приведенное напряжение.

Насосно-компрессорные трубы

При штанговой эксплуатации каналом для подъема жидкость от насоса на поверхность служат насосно-компрессорные трубы. НКТ применяют не только при всех способах эксплуатации нефтяных скважинах но и при подземном ремонте (промывка песчаных пробок гидроразрыв пласта и т.д). Условия при работе труб при штанговой эксплуатации наиболее тяжелые:

- нагрузка на трубы определяется не только собственным весом колонны, но и циклической нагрузкой обусловленной весом откаченной жидкости и силами трения, кроме того, колонна труб должна выдержать дополнительную нагрузку - вес штанг в случае их обрыва.

изготавливают трубы двух типов:

- гладкие.

- с высушенными концами на обоих концах труб имеется резьба для соединения их друг с другом при мощи муфт.

Трубы изготавливают методом горячей прокатки из углеродистых или легированных сталей марок

Д

К

Е

Л

М

Расчет максимальная нагрузка действующая на верхнюю трубу колонны НКТ при обрыве штанг

вес труб +вес жидкости+весштанг

Р=Ртр+Рж+Ршт

Если известна глубина спуска или длина штанг L

P= L(qтр +qж + qшт)

(qтр +qж + qшт)вес одного метра труб жидкости штанг

Отсюда можно определить максимальную глубину спуска труб

L= F₀ сигма тр / (qтр +qж + qшт)*п

F₀ площадь поперечного сечения трубы

сигма тр предел текучести трубы

п - должно быть больше или равно 1,5 запас прочности

Прочность резьбового соединения характеризуется страгивающей нагрузкой.

Приводы штанговых насосов балансирные качалки

Цели способы уравновешивания приводов

Индивидуальный привод ШСНУ преобразует поступающую электроэнергию в механическую энергию колонны штанг и представляет собой балансирный станок качалку.

Шифр маркировки например

4СК3 - 1,2-700 - 4 БАЗОВАЯ МОДЕЛЬ СК станок качалка 3 допускаемая нагрузка на головку балансира или грузоподъемность 3т = 30 кН 1,2 максимальная длина хода точки подвеса штанг метра; и 7н00 допускаемый крутящий момент на редукторе. кг*м.

привод в общем виде может быть представлен блок схемой состоящий из трех основных элементов:

- силового органа уравновешивающего устройства и двигателя с трансмиссией.

Размещено на http://www.allbest.ru/

сплошные ход штанг вверх

пунктирные штанг вниз

Силовой орган служит для удержания колонны штанг на весу и обеспечения ее возвратно поступательного движения.

Уравновешивающее устройство - для обеспечения равномерной нагрузки на приводном двигатель при ходе штанг верх и вниз.

Двигатель с трансмиссией для приведения установки в действие.

Подавляющее большинство ШСНУ приводится в действие балансирными приводами с грузовым балансирным роторным или комбинированным уравновешиванием в зависимости от места расположения уравновешивающих грузов либо на (балансире) кривошипе редуктора либо и тут и там.

Современные приводы имеют только роторные уравновешиватели.

Эксплуатация оборудования погружного центробежного насоса

Конструкция и типы погружных центробежных электронасосов электродвигатели электрозащиты.

Например УЭЦН 5А-100-1350 5А габаритная группа 100 подача насоса м^3/сут 1350 напор создаваемый.

Конструкция скважинные центробежные насосы изготавливаются одно или многосекционными (когда ступени насоса не размещаются в одном пятиметровом корпусе) обычными или повышенной износостойкостью.

В корпусе насоса размещены рабочие колеса насаженные на вал, и направляющие аппараты. Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним и верхним направляющими аппаратами, которые соединяются меду собой и все вместе опираются в нижней части насоса на основание, а сверху зажатый гайкой ввинченной в корпус насоса. крутящий момент передается от вала к рабочим колесам латунной шпонкой расположенной по всей длине сборки колес состоит из 400 - 1000 мм отрезков) и входящие в паз рабочего колеса. Вал насоса имеет вверху осевую и радиальную опору скольжения внизу радиальную опору. В нижней части насоса размещена сетка фильтр. Вал насоса через шлицевую муфту соединяется с валом протектора гидрозащиты электродвигателя (вал сталь колеса пластик).

Электродвигатель для привода ЭЦН применяется погружной маслонаполненный трехфазный асинхронный короткозамкнутый электродвигатель. Работает в среде пластовой жидкости поэтому выполнен герметичным, полость его заполняется трансформаторным маслом.

ПЭ состоит статора ротора головки и основания в головке размещен осевой подшипник, а также установлена колодка кабельного ввода. В основании электродвигателя размещен масленый фильтр.

Гидрозащита электродвигателя:

- состоит из протектора и конденсатора и предназначена для предотвращения попадания пластовой жидкости в электродвигатель;

- протектор гидрозащиты типа Г устанавливается между насосом и электродвигателем и служит для защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости, а также компенсирует температурные режимы объема масла. Состоит зи двух камер разделенных резиновой диафрагмой.

Камеры заполнены тем же маслом что и двигатель.

Компенсатор гидрозащиты расположен ниже электродвигателя и предназначен для компенсации изменения объема масла в двигателе, при его нагреве охлаждении.

Компенсатор представляет собой камеру образует эластичной диафрагмой и заполняемую тем же маслом что и электродвигатель.

Диафрагма защищена от повреждений стальным корпусом.

Винтовые насосы для добычи высокой вязкой нефти.

РЕМОНТ - оборудование и инструмент для ремонта скважин

насос центробежный скважина ремонт

Классификация видов ремонта и операций в скважинах

Подразделяются на текущий и капитальный ремонт подземный ремонт.

Талевые системы

Используется при бурении и ремонтах предназначена для передачи тягового усилия каната наматываемого на барабан лебедки к подъемному крюку включает в себя кронблок устанавливаемый неподвижно на вышке или мачте и талевый блок перемещающийся во время работы, к талевому блоку крепится крюк, на который в зависимости от выполняемой операции подвешивается элеватор или вертлюг.

Один конец каната талевой системы закреплен на барабане лебедки, называется ходовой конец а второй неподвижно на раме вышке или талевом блоке это мертвый конец.

Талевая система позволяет увеличивать тяговое усиленно н с усилием действующем в канате наматываемом на барабан лебедки, соответственно уменьшается скорость перемещения крюка.

Характеристикой талевой системы является ее оснастка которая зависит от числа шкивов находящихся в работе.

Если мертвый конец каната закрепляется за низ вышки, то усилия развиваемая крюком распределяется на 2n струн каната. Если же за талевый блок, то на 2n + 1 где n число подвижных шкивов талевого блока.

Крон блоки и талевые блоки изготавливают с линейным расположением крюков число которых изменяется в зависимости от его грузоподъемности.

Каждый канатный шкив крепится на оси, посредством двух роликовых подшипников, отделенных друг от друга стопорными кольцами. Для предотвращения соскальзывания каната со шкивов, у кронблока предусмотрено ограждение а у талевого блока ограничители а также съемные кожухи.

Расчет оснастки талевой системы

Оснасткой называется В неподвижном состоянии нагрузка от веса груза qгр и подвижной системы талевой равномерно распределяется нагрузка на струны каната

Р = Qгр + Qтс

где n кратность талевой системы (число струн каната на которой закреплен груз)

При подъеме груза натяжение в струнах каната будет разным вследствии потерь на трение максимальное наматывающее на барабан минимальное последней струне мертвом конце каната Рм.

Усилия в каждой струне талевого каната

1 Рх*ню возле барабана

2 Р2*ню 2 = Рх*ню3

n число струн

ню - кпд одного блока

Для выбора оснастки талевой системы по заданному максимальной нагрузке на крюке Qмах и допускаемому натяжению каната Рдоп определяют необходимое число струн.

Полученный результат округляют до целого

n = Qмах/Рдоп

для оснастки талевой системы применяют стальные канаты с диаметром от 16,5 до 32 мм с пределом прочности на растяжение от 1400 до 1900 Мпа.

Наибольшее усилие передает ходовая часть каната.

Канат выбирается по разрывному усилию которая равна

Рр = Рх*к

к запас прочности

Рх натяжение ходового конца каната.

Оборудование, инструменты и приспособления для подземного ремонта скважин

Инструмент для проведения СПО (спускоподъемных операций).

1 элеваторы - используемые для перемещения и удержания колонны труб и штанг. При СПО используются инструменты.

2 спайдер или клиновой захват для удержания на весу колонны труб.

3 операции свинчивания ключи и развинчивания труб и штанг.

Элеваторы - инструмент для захвата или удержания на весу колонны труб или штанг для спуска подъема.

По конструкции элеваторы подразделяются на две группы это:

1 одноштропные (стержневые) - представляют собой цилиндр имеющий в верхней части проушины для крепления серьги, а в нижней части гнездо для захвата труб.

2 двухштропные (балочные) - выполняются виде балки имеющие в средней части гнездо для захваты трубы, а по краям две проушины для штропов.

марка конструкция - ?

Размещено на Allbest.ru

...