- •Нефтегазопромысловое оборудование
- •Предисловие
- •Тема 1 насосы объемного действия
- •1.1. Классификация поршневых насосов
- •1.2. Принцип работы поршневого насоса
- •1.3. Закон движения поршня насоса
- •1.4. Средняя подача поршневых насосов всех типов
- •1.5. Коэффициент подачи поршневых насосов, факторы на него влияющие
- •1.6. Графики подачи поршневых насосов
- •1.7. Воздушные колпаки
- •1.8. Работа насоса и индикаторная диаграмма
- •1.9. Мощность и кпд поршневого насоса. Определение мощности привода
- •1.10. Определение усилий на основные детали поршневых насосов
- •1.11. Конструкция поршневого насоса: основные узлы и детали
- •1.12. Скважинные поршневые насосы
- •1.13. Эксплуатация поршневых насосов
- •1.14. Регулирование работы поршневого насоса
- •1.15. Роторные насосы
- •1.16. Дозировочные насосы
- •1.17. Смазка узлов приводной части насоса
- •Тема 2 динамические насосы
- •2.1. Схема и принцип действия центробежного насоса
- •2.2. Основное уравнение центробежного насоса
- •2.3. Действительный напор центробежного насоса
- •2.4. Подача центробежного насоса
- •2.5. Мощность и коэффициент полезного действия центробежного насоса
- •2.6. Уравновешивание осевого давления
- •2.7. Явление кавитации и допустимая высота всасывания
- •2.8. Зависимость подачи, напора и мощности от числа оборотов насоса
- •2.9. Коэффициент быстроходности колеса насоса
- •2.10. Рабочая характеристика центробежного насоса
- •2.11. Определение рабочей характеристики насоса при изменении частоты вращения вала
- •2.12. Обточка рабочих колес по диаметру
- •2.13. Влияние плотности и вязкости перекачиваемой жидкости на работу насоса
- •2.14. Работа центробежного насоса в одинарный трубопровод
- •2.15. Работа насоса в разветвленный трубопровод
- •2.16. Параллельная работа центробежных насосов
- •2.17. Последовательная работа центробежных насосов
- •2.18. Регулирование параметров работы центробежного насоса
- •2.19. Эксплуатация центробежных насосов
- •2.20. Конструктивные особенности центробежных насосов Конструкция рабочих колес и отводов центробежного насоса
- •Уплотнения в насосе
- •2.21. Конструкция центробежного насоса серии цнс-180
- •2.22. Осевые насосы
- •2.23. Вихревые насосы
- •2.24. Струйные насосы
- •2.25. Назначение, схема и устройство насосного блока бкнс
- •2.26. Схема системы пттд с использованием погружного центробежного электронасоса
- •Тема 3 компрессоры
- •3.1. Принцип работы и термодинамические условия работы поршневого компрессора
- •3.2. Индикаторная диаграмма идеального рабочего процесса компрессора
- •3.3. Работа на сжатие единицы массы газа в компрессоре
- •3.4. Индикаторная диаграмма реального рабочего процесса компрессора
- •3.5. Подача поршневого компрессора, коэффициент подачи
- •3.6. Многоступенчатое сжатие Принцип получения высоких давлений в поршневом компрессоре
- •Индикаторная диаграмма двухступенчатого компрессора
- •3.7. Мощность и коэффициент полезного действия поршневого компрессора
- •3.8. Охлаждение компрессора, схема систем охлаждения
- •3.9. Принцип расчета системы охлаждения
- •3.10. Конструкции поршневых компрессоров
- •3.11. Основные узлы и детали компрессора
- •3.12. Системы смазки компрессора
- •3.13. Регулирование производительности поршневых компрессоров
- •3.14. Турбокомпрессоры. Принцип работы, схема
- •3.15. Особенности конструкции турбокомпрессора. Сравнение с поршневым компрессором
- •3.16. Характеристика турбокомпрессора
- •3.17. Винтовые компрессоры
- •3.18. Ротационные компрессоры
- •3.19. Газомотокомпрессоры
- •3.20. Эксплуатация поршневых компрессоров
- •3.21. Типы компрессоров, их применение
- •3.22. Компрессорная станция
- •3.23. Неисправности компрессоров
- •Тема 4 оборудование для эксплуатации скважин
- •4.1. Конструкции и обозначения обсадных труб
- •4.2. Назначение и конструкция колонных головок
- •4.3. Конструкция трубных головок
- •4.4. Фонтанная арматура
- •4.5. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда
- •4.6. Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры
- •4.7. Эксплуатация и ремонт фонтанной арматуры
- •4.8. Принцип работы газлифтного подъемника
- •4.9. Компрессорное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
- •4.10. Схема работы бескомпрессорной газлифтной установки
- •4.11. Внутрискважинное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
- •4.12. Схема шсну
- •4.13. Скважинные штанговые насосы
- •4.14. Режим работы скважинных насосов. Динамограммы работы
- •4.15. Подача шсну. Коэффициент подачи
- •4.16. Ремонт, хранение и транспортировка скважинных насосов
- •4.17. Насосные штанги: конструкция, условия работы
- •4.18. Расчет и конструирование колонны штанг
- •4.19. Утяжеленный низ колонны штанг
- •4.20. Эксплуатация, транспортировка и хранение штанг
- •4.21. Насосно-компрессорные трубы
- •4.22. Расчет колонны насосно-компрессорных труб
- •4.23. Кинематика станка-качалки
- •4.24. Силы, действующие в точке подвеса штанг
- •4.25. Принцип уравновешивания станка-качалки
- •4.26. Грузовое уравновешивание станка-качалки
- •4.27. Крутящий момент на кривошипе станка-качалки
- •4.28. Мощность электродвигателя станка-качалки
- •4.29. Коэффициент полезного действия штанговой насосной установки
- •Ориентировочные значения кпд отдельных систем
- •4.30. Подбор оборудовании для штанговой насосной установки
- •4.31. Устьевое оборудование шсну
- •4.33. Основные типы балансирных стан ков-качалок
- •4.34. Канатная подвеска станка-качалки
- •4.35. Монтаж станка-качалки
- •4.36. Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •4.37. Эксплуатация балансирных станков-качалок
- •4.38. Схема уэцн
- •4.40. Конструкция электроцентробежного насоса
- •4.41. Гидрозащита электродвигателя
- •4.42. Система токоподвода
- •4.43. Конструкция электродвигателя
- •4.44. Монтаж установки погружных эцн
- •4.45. Обслуживание установок погружных эцн
- •4.46. Назначение и конструкция обратного и спускного клапанов
- •4.47. Компоновка погружного агрегата электровинтовой насосной установки
- •4.48. Конструкция скважинного винтового насоса
- •4.49. Принципиальные схемы закрытой и открытой гпну
- •4.50. Принцип действия гидропоршневого насосного агрегата (гпна)
- •4.51. Схема работы и принцип действия диафрагменного насоса
- •4.52. Схема работы и принцип действия струйного насоса
- •4.53. Скважинный струйный насос
- •Тема 5 оборудование и инструмент для ремонта скважин
- •5.1. Классификация видов ремонтов и операций, проводимых в скважинах
- •5.2. Талевая система
- •5.3. Инструмент для проведения спуско-подьемных операций (стто)
- •Элеваторы
- •Спайдеры
- •5.4. Роторные установки
- •5.5. Трубные и штанговые механические ключи
- •5.6. Порядок проведения спуско-подъемных операций с применением апр
- •5.7. Подъемные лебедки
- •5.8. Подъемные агрегаты
- •5.9. Вертлюги
- •5.10. Противовыбросовое оборудование
- •5.11. Винтовой забойный двигатель
- •5.12. Ловильный инструмент
- •Тема 6 оборудование для технологических процессов
- •6.1. Насосные установки
- •6.2. Смесительные установки
- •6.3. Автоцистерны
- •6.4. Устьевое и вспомогательное оборудование
- •6.5. Оборудование для депарафинизации скважин
- •6.6. Оборудование для исследования скважин
- •6.7. Эксплуатационные пакеры
- •6.8. Эксплуатационные якори
- •6.9. Расположение оборудования при солянокислотной обработке скважины
- •6.10. Расположение оборудования при гидравлическом разрыве пласта
- •6.11. Расположение оборудования при промывке скважины
- •Тема 7 оборудование для механизации работ
- •7.1. Трубовоз твэ-6,5-131а
- •7.2. Агрегат для перевозки штанг апш
- •7.3. Промысловые самопогрузчики
- •7.4. Агрегат атэ-6
- •7.5. Установка для перевозки кабеля упк-2000п
- •7.6. Агрегат 2парс
- •7.7. Агрегат аза-3
- •7.8. Агрегат 2арок
- •7.9. Агрегат для обслуживания и ремонта водоводов 2арв
- •7.10. Маслозаправщик мз-4310ск
- •Список литературы
- •Оглавление
- •Тема 1. Насосы объемного действия
- •Тема 2. Динамические насосы
- •Тема 4. Оборудование для эксплуатации скважин
- •Тема 5. Оборудование и инструмент для ремонта скважин
- •Тема 6. Оборудование для технологических процессов
- •Тема 7. Оборудование для механизации работ
4.8. Принцип работы газлифтного подъемника
В том случае, когда для фонтанирования недостаточно пластовой энергии и энергии нефтяного газа, в скважину подастся газ (или воздух) от компрессорной станции или из газовых скважин. Энергия подаваемого газа обеспечивает подъем жидкости на поверхность. Этот способ добычи нефти называется компрессорным.
Компрессорный способ добычи пока мало распространен, хотя оборудование скважин при этом методе приближается по простоте конструкций к оборудованию фонтанирующих скважин, не сравнимому со сложными скважинными насосными установками. Простота оборудования скважин, повышение эффективности компрессорного способа добычи нефти с увеличением глубины, с которой поднимается жидкость, расширяют область применения компрессорной эксплуатации нефтяных месторождений. Распространению этого метода подъема жидкости способствует применение нефтяного газа большого давления или газа из газонасыщенных пластов. Последний способ называется бескомпрессорным газлифтом. В этом случае остается необходимость подготовки газа и отделения конденсата, но исключается применение компрессорных станций, значительно упрощается поверхностное оборудование, и затраты на обустройство месторождения приближаются к затратам при фонтанировании скважин.
Для подъема жидкости газлифтным способом в скважину опускается одна или две колонны насосно-компрессорных труб (рис. 4.15.).
Внутренняя подъемная колонна труб опущена на глубину L. До подачи газа уровень жидкости в скважине и трубах одинаковый, он называется статическим уровнем (рис. 4.15. а).
Подаваемый в межтрубное пространство газ отжимает жидкость до низа подъемной колонны и проходит в нее, увлекая за собой жидкость. Смесь газа с жидкостью достигает поверхности, и в результате ее отбора статический уровень Нст в скважине снижается до динамического Ндин (рис. 4.15. б). Структура потока смеси в подъемной колонне может быть пузырьковой (рис. 4.15. в) - в нижней части колонны, пробковой (рис. 4.15. г) - в верхней части колонны и дисперсионно-кольцевой (рис. 4.15. д) - в верхней части колонны при избытке газа.
4.9. Компрессорное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин
Газ, получаемый от компрессорной станции, при газлифтной эксплуатации направляется по двум или трем трубопроводам, в которых его давление различно, через газораспределительную будку к отдельным скважинам. В газораспределительной будке размещено обычно от четырех до восьми секций распределительных батарей, каждая из которых направляет рабочий агент к четырем скважинам. К секции батарей рабочий агент подводится по двум, трем или четырем трубопроводам. При трех подводящих трубопроводах один - пусковой, а два - рабочих (на пониженное и повышенное давления). Такое разделение обусловлено различием параметров рабочего агента, требуемого при пуске скважины (высокое давление и относительно малый расход) и при работе (значительный расход и различное давление), а также различием характеристик скважин и требуемых для них параметров рабочего агента. Пусковая линия обычно имеет меньший диаметр (63 мм), а рабочие — больший (100... 150 мм). На всех подводящих линиях трубопроводов установлены манометры. Определенная подводящая линия подключается к скважине при помощи вентилей. Газораспределительная будка при рабочем агенте - газе - должна быть построена из огнестойкого материала, иметь хорошую вентиляцию.
Специально выпускается блочная установка для газлифтной эксплуатации под шифром «Газлифт». Она рассчитана на давление 16 МПа, число подключаемых скважин - 8, с общей пропускной способностью по газу 24...640 тыс. м3/сут. Эта установка позволяет распределять газ по скважинам, осуществлять ручное регулирование расхода и регистрацию параметров газа. Установка имеет блоки технологического и щитового помещений. Помещения крытые, их площади – 8х3м и 3х2м и массы - 9700 и 2000 кг.
Большое значение имеет очистка рабочего агента от влаги для предотвращения ее замерзания при транспортировке агента по промыслу. Для этого на линиях, обычно у компрессорной станции и газораспределительных будок, устанавливают влагоотделители и нагреватели. Влагоотделитель устанавливается в наиболее низком месте трубопровода. Это небольшая емкость, к верхней части которой подсоединен трубопровод рабочего агента. Нижняя часть емкости, где скапливается влага, периодически соединяется с атмосферой, и влага выжимается давлением рабочего агента (емкость продувается).
Влага, оставшаяся в системе, в зимнее время может замерзнуть в регулирующей аппаратуре, в трубопроводе, поэтому рекомендуется обогревать наиболее опасные места трубопроводов. Для обогрева применяются огневые нагреватели (там, где это допустимо по условиям безопасности) и электрообогреватели.
Электрообогреватели встраиваются в трубопровод. Основная труба электрообогревателя покрыта асбестом, на который уложена обмотка обогрева. Обмотка покрыта вторым слоем асбеста. На эту сборку надет кожух с теплоизоляцией. Электроэнергия подается в нагреватель через автомат, периодически включающий и выключающий ток. Режим работы нагревателя устанавливается в зависимости от окружающей температуры воздуха, теплоизоляции труб и т. д.