НАСОСЫ.ДИНАМИЧ.ХАРАКТЕрИСТИКА

По принципу действия:1)динамические 2)объемные.

Особенности(1):

-основ.рабочий орган-лопаточный аппарат(раб.колесо)

-нагнетат.патрубок соед. Со всасывающей раб.лопастью

-подача жидкости равномерная

-кол-о жидкости подаваемое насосом зависит от развиваемого напора

-макс.развиваемый напор ограничен

К этим насосам относятся:центробежные,осевые,вихревые.

Схема работы.Центробежные насосы. Основным рабочим органом центробежного насоса, один из возможных вариантов которого схематически изображён на рис. 1.3 является свободно вращающееся внутри корпуса колесо, насаженное на вал. Рабочее колесо состоит из двух дисков (переднего и заднего), отстоящих на некотором расстоянии друг от друга. Между дисками, соединяя их в единую конструкцию, находятся лопасти, плавно изогнутые в сторону, противоположную направлению вращения колеса. Внутренние поверхности

дисков и поверхности лопастей образуют так называемые межлопастные каналы колеса, которые при работе насоса заполнены перекачиваемой жидкостью. При вращении колеса на каждую часть жидкости (массой m), находящейся в межлопастном канале на расстоянии r от оси вала, будет действовать центробежная сила, определяемая выражением угловая скорость вала, рад/с.

Под действием этой силы жидкость выбрасывается из рабочего колеса, в результате чего в центре колеса создается разрежение, а в периферийной его части – повышенное давление. Для обеспечения непрерывного движения жидкости через насос необходимо обеспечить подвод перекачиваемой жидкости к рабочему колесу и отвод ее от него.

Жидкость поступает через отверстие в переднем диске рабочего колеса по всасывающему патрубку и всасывающему трубопроводу Движение жидкости по всасывающему трубопроводу происходит вследствие разности давлений над свободной поверхностью жидкости в приемном бассейне (атмосферное) и в центральной области колеса (разрежение)

Для отвода жидкости в корпусе насоса имеется расширяющаяся спиральная камера (в форме улитки). куда и поступает жидкость, выбрасываемая из рабочего колеса Спиральная камера (отвод) переходит в короткий диффузор» образующий напорный патрубок, соединяемый обычно с напорным трубопроводом.

 1 - колесо, 2 - вал, 3 - передний диск, 4 - задний диск, 5 - лопасти, 6 - подшипники, 7 и 8 - уплотнения, 9 - подвод, 10 - спиральный отвод, 11 - напорный патрубок

НАСОСЫ.ОБЪЕМНЫЕ.ТЕХ.ХАРАКТЕРИСТИКА

Особенности:

-наличие рабочих например периодически сообщающихся со всасывающим и нагнет.патрубками

-нагнет. Патрубок герметично изолирован от всасывающего

-подача перекач.жидкости неравномерна

-кол-во жидкости подав.насосом не зависит от развиваемого давления

-макс.развиваем.напор теор.неограничен и опред-ся приводной мощностью движка и прочностью элементов насоса и линий.

К ним относятся: возвр-поступ.(ВПН),винтовые,зубчатые.

ЭЛЕМ.УСТРОЙСТВА ЛОПАСТ.НАСОСОВ РАБОЧ КОЛЕСА

Рабочее колесо состоит из ступецы,лопастей связанных при помощи 1-2 дисков,могут быть закрытого(2диска),полуоткрытого(1диск)и открытого(без дисков) типов

Раб.колесеса могут быть с одно и –двухсторонним вводом жидкости

ЭЛЕМ УСТРОЙСТВА,ПОДВОДЫ ОТВОДЫ

Подводы обеспечивают плавное изменение скорости жидк.перед входом в колесо с миним.гидравл.потерями а оссимитричное поле входной скорости необходимое для создания установившегося потока в колесе. Подводы :

-осевой,кольцевой,спиральный

Отводы все то же что и в подводах только преобразую скорость в макс.давление Отводы:

-спиральные,направляющий аппарат(только в многоступенч.и предназачены для отвода жидкости из раб.колеса в другое) Рис есть в рис центробеж.насоса кароч)))

ОСЕВАЯ СИЛА В ЦЕНТР.НАСОСЕ.

Осевая сила возникает в результате неравенства давлений на внеш.поверх-х переднего и заднего дисков рабоч.колеса, осевое усилие направлено в сторону всасывания

СРЕДСТВА РАЗГРУЗКИ В ОДНОСТУПЕНЧ.НАСОСАХ

1)ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОЛЕСА ДВУХСТОРОННЕГО ВХОДА

2)ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РАЗГРУЗОЧНОЙ КАМЕРЫ.

СРЕДСТВА РАЗГ.МНОГОСТУПЕН.НАСОСОВ.

1)опозитное расположение раб.колес

2)насосы секционного типа с последов. Расположением раб.колес используется автоматическ.разгрузочное устроиство-гидравлическая пята.

УПЛОТНИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО.сальниковы и торцевые.

ДЛЯ УПЛОТНЕНИЯ РАБОЧЕГО КОЛЕСА ИСПОЛЬЗ.УПЛОТ.КОЛЬЦА(ЩЕЛЕВОЙ,СТУПЕНЧАТОЙ,ЛАБИРИНТНОЙ ФОРМЫ)

Расположенные между корпусом и раб.колесом.Они служат для уменьшения перетоков жидкости из Р2 в Р1(из выс к пониж)

Уплотнение вала(концевые )распространены : сальниковые,торцевые

Суть сальникового устройства в том, что на внешней стороне крышки или корпуса в том месте, где через них проходит шток или шпиндель, создаётся сальниковая камера (иногда её называют сальниковая коробка^[2]), в которую укладывается уплотнительный материал — сальниковая набивка. При помощи специальных устройств набивка поджимается вдоль оси шпинделя (штока), упираясь в стенки сальниковой камеры и уплотняя набивку. При сжатии набивки в ней создаются усилия, под действием которых она прижимается с одной стороны к стенке сальниковой камеры, а с другой — к цилиндрической поверхности шпинделя (штока). Таким образом создаётся герметичность и рабочая среда не проникает за пределы корпуса оборудования. В механизмах малых диаметров поджатие набивки производится накидной гайкой, больших — специальной деталью — сальником^[3] — при помощи откидных или анкерных болтов с гайками (обычно двух)^[4

Торцевым уплотнением называют герметизирующее устройство машины (насоса, компрессора, мешалки, центрифуги и др.) между ее корпусом и валом для разделения полостей высокого и низкого давлений, выполненное в виде пары трения торцовых поверхностей двух деталей, одна из которых закреплена на валу, а вторая - в корпусе машины.  Торцевое уплотнение является представителем устройств с парой трения, к которым принадлежат также и упорные подшипники скольжения, для функционирования которых необходим подвод смазки в пространство между трущимися поверхностями. Отличие торцовых уплотнений от упорных подшипников по характеру работы состоит в том, что трущаяся пара торцовых уплотнений должна работать в условиях не всегда постоянного перепада давления и минимального расхода смазывающей среды, а упорные подшипники должны работать в условиях расчетного оптимального перепада давления и с расходом смазывающей среды, обеспечивающих достаточный теплосъем от пары трения.  В качестве смазки в торцовых уплотнениях в подавляющем большинстве случаев используется уплотняемая среда. В общем случае торцевое уплотнение содержит два кольца:  — невращающееся кольцо, расположенное в корпусе;  - вращающееся кольцо, расположенное на валу машины (рис. 1).  Одно из этих колец должно иметь возможность аксиального перемещения, для чего в конструкции узла торцового уплотнения обязательно присутствует упругий поджимной элемент (пружина, сильфон, мембрана), составляющий вместе с нажимной втулкой и вращающимся уплотнительным кольцом аксиально-подвижный блок (или поджимной узел). Этот упругий элемент обеспечивает контакт торцовых поверхностей в сопряжении вращающегося и невращающегося колец пары при отсутствии поджимающей силы от давления среды.

Скользящие торцевые уплотнения

Основой конструкции скользящего торцевого уплотнения являются два кольца с тщательно отполированными поверхностями. Они прижимаются друг к другу с помощью пружины и работают вместе. СТУ являются динамическими уплотнениями и используются для герметизации вращающегося в жидкости вала при высоких рабочих давлениях.

СТУ состоит из двух отполированных износостойких колец (например, силиконовых или графитовых), которые прижаты друг к другу осевыми силами. Одно кольцо (динамическое) вращается вместе с валом, в то время как другое кольцо (статическое) неподвижно закреплено в корпусе.

Между поверхностями скольжения образуется тонкая пленка воды, служащая смазкой и средством охлаждения.

В зависимости от режима работы насоса возможно несколько типов трения сопрягаемых поверхностей: смешанное трение, граничное трение или сухое трение, причем последнее (происходящее при отсутствии смазывающей пленки) вызывает немедленное разрушение поверхностей. Срок службы зависит от рабочих условий, таких как состав и температура рабочей жидкости.

ХАРАКТЕРИСТИКА ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ.

Лопастные (а среди них — центробежные) — основной тип насосов как с точки зрения производительности и универсальности, так и их распространенности (не менее 75% промышленных насосов). Самые маленькие можно взять в руку, а самые большие достигают нескольких метров в диаметре. Мощность центробежных насосов может составлять от долейкиловатта до многих тысяч киловатт.

 схема типичного центробежного насоса. Жидкость поступает к центральной части рабочего колеса (крыльчатки). Крыльчатка установлена на валу в корпусе и приводится во вращение электрическим или другим двигателем. Энергия вращения передается крыльчаткойжидкости; жидкость перемещается на периферию крыльчатки, собирается в кольцевом коллекторе (улитке) и удаляется через выходной патрубок. Патрубок имеет расширяющуюся форму; скорость потока в нем падает, и часть кинетической энергии жидкости, приобретенной в рабочем колесе насоса, преобразуется в потенциальную энергию давления. Увеличение давления на выходе изнасоса может быть достигнуто увеличением либо частоты вращения, либо диаметра крыльчатки.

При заданной частоте вращения центробежный насос, показанный на рисунке, работает с максимальным КПД только при расчетных значениях расхода и давления. На расчетном режимеКПД центробежного насоса может превышать 90%, на худших (нерасчетных) режимах может составить менее 10%. Перекачка жидкости с минимальными затратами энергии требует правильного выбора типа насоса, тщательного проектирования и согласования его характеристик с характеристиками системы в целом.

В центробежном насосе происходит поворот потока жидкости на 90°от осевого направления к радиальному. В осевых лопастных насосах жидкость движется примерно в осевом направлении, а рабочее колесо имеет форму корабельного винта. Такие насосынаиболее эффективны при больших расходах и малых перепадах давления. Существуют конструкции лопастных насосов, промежуточные между радиальными и осевыми; они обычно используются при больших расходах и умеренных давлениях.

Ось вращения лопастного насоса может быть горизонтальной или вертикальной, входных патрубков может быть один или два; существуют и насосные агрегаты с несколькими рабочими колесами. Многоступенчатые лопастные насосы используются для откачки воды из шахт, в системах водоснабжения и канализации.

СПОСОБЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАБОТЫ НАСОСА

  практике эксплуатации насосов нередко приходится прибегать к регулированию их параметров, главным образом подачи, реже — напора. Так, например, режим работы мелиоративных насосных станций диктуется графиком водоподачи, имеющим значительные колебания во времени и течение поливного сезона, а иногда и в течение суток. Этим вызывается необходимость регулирования подачи насосной станции. Регулирование подачи может также иметь место на насосных станциях городского водоснабжения, на гидроаккумуляторных установках, на установках для перекачки нефти, на циркуляционных и питательных насосах теплоэлектростанций и т. п.    Под регулированием насоса понимают процесс произвольного изменения его подачи для обеспечения требуемой ее величины.    Насос и внешняя сеть образуют единую систему, равновесное состояние которой определяется материальным и энергетическим балансом. Материальный баланс выражается условием равенства подачи насоса расходу во внешней сети, энергетический - равенством напора насоса напору, потребляемому сетью. Графически условие материального и энергетического баланса системы выражается точкой пересечения характеристик насоса и сети. При данных характеристиках насоса и сети существует только одна точка, отвечающая условиям устойчивого равновесия. Величина водопотребления, как правило, изменяется во времени, в соответствии с чем должна перемещаться рабочая точка системы. С этой целью необходимо регулировать подачу насоса.    В связи с тем, что рабочая точка системы определяется характеристиками как насоса, так и сети, то регулировать подачу можно за счет изменения характеристики сети (количественный метод) или за счет изменения характеристики насоса (качественный метод). Изменение подачи и напора насосной установки за счет изменения характеристики сети можно добиться изменением статической составляющей сопротивления системы (геометрической высоты нагнетания или всасывания, давления над поверхностью жидкости в приемном резервуаре), изменением гидравлического сопротивления движению жидкости во всасывающем или напорном трубопроводе, изменением схемы сети (например, за счет введения байпасной линии).    Качественно работа системы «насос-сеть» регулируется изменением частоты вращения рабочего колеса насоса, геометрии проточных каналов насоса и кинематики потока на входе в рабочее колесо.    Существуют также комбинированные способы регулирования, при которых изменение характеристики сети и изменение характеристики насоса происходят одновременно и взаимосвязано.    К количественным способам регулирования лопастных насосов относятся:    дросселирование напорной стороны насоса;    дросселирование всасывающей стороны насоса;    перепуск (байпасирование);    сброс части поднятого количества воды в нижний бьеф;    впуск воздуха во всасывающую трубу насоса;    авторегулирование (изменение статической составляющей напора);    комбинацией включения параллельно/последовательно работающих ступеней в многосекционных насосах;    применение баков-гидроаккумуляторов;    На крупных насосных станциях применяют следующие способы регулирования, которые также можно отнести к количественным способам:    применение ячеистого успокоителя в аванкамере насосной станции;    применение перепускного трубопровода, соединяющего нитки напорных коммуникаций крупных насосных станций;    изменение числа параллельно работающих насосов (применение разменных агрегатов).    К качественным способам регулирования относятся:    изменение частоты вращения рабочего колеса;    изменение угла установки лопастей направляющего аппарата на входе в рабочее колесо насоса;    изменение угла установки лопастей направляющего аппарата на выходе из рабочего колеса насоса;    изменение ширины рабочего колеса;    изменение степени открытия поперечного сечения каналов рабочего колеса;    изменение угла установки лопастей рабочего колеса;    саморегулирование;    обточка рабочего колеса.    К комбинированным способам регулирования относятся:    саморегулирование с перепуском;    перепуск по малому контуру с закруткой потока перед рабочим колесом;    дросселирование с перепуском;    перепуск с подкруткой;    дросселирование и изменение частоты вращения рабочего колеса;    комбинация лопастного и водоструйного насосов    и другие. 

ПАРАЛЕЛЬНОЕ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЕ СОЕДИНЕНИЕ НАСОСОВ

Параллельным соединением называют такую коммутацию, при которой несколько насосов осуществляют подачу в один общий напорный коллектор или нагнетательный трубопровод. Например, двацентробежных насоса ОАО "Ливгидромаш" будут соединены каждый отдельным напорным трубопроводом с напорным коллектором. При этом насосы могут быть расположены на значительном удалении друг от друга и сообщаться только путем коммуникаций. В таких коммуникациях расчет осложняется необходимостью учитывать гидравлические потери в трубопроводе, соединяющем насосы.

При подборе насосов для параллельной работы следует учитывать множество факторов, наиглавнейшим из которых является т.н. равенство напоров. Т.е. включаемые по параллельной схеме насосы в идеале должны иметь одинаковые напоры и подачу, в противном случае один из агрегатов, имеющий меньшие характеристики, будет вынужден преодолевать сопротивление давления напорного трубопровода, вследствие чего его КПД будет постепенно снижаться и в определенный момент станет равным нолю, т.е. он будет работать "в холостую".

В случаях, когда необходимо объединить параллельную работу разных по характеристикам насосов, то их коммутируют таким образом, чтобы менее мощный насос в момент достижения напора величины, находящейся вне характеристик насоса, отключался. Либо путем регулирования уменьшают напорные характеристики более мощного насоса, уравнивая их с рабочим диапазоном менее мощного насоса. Конструктивно схему параллельной работы при расположении насосов в одном помещении на незначительном удалении друг от друга можно выполнить таким образом, что одним приводом-мотором будет передаваться механическая энергия нескольким агрегатам, что является несомненным достоинством данного метода.

Последовательным называют такое соединение, при котором жидкость, получившая энергию от насоса, подается во всасывающий патрубок следующего агрегата. В таких случаях увеличение напора происходит ступенчато, от насоса к насосу. Поэтому насосы, соединенные по такому принципу, делят на агрегаты первой, второй, и т.д. ступеней. Если конструктивно возможно, то экономически целесообразнее применение одной ступени трансформации напора, поскольку велики гидравлические потери при транспортировке жидкости от одного насоса к другому, и в результате воздействия гидравлических сил на рабочие элементы второго агрегата его КПД значительно снижается (до 70%). Исключение составляют т.н. многоступенчатые насосы, выпускаемые ЗАО НПО "Уралгидропром", ОАО "ЭНА" и некоторыми другими производителями. В таких насосах преобразование напора жидкости происходит ступенчато в одном корпусе, в которых, как правило, на одной оси укрепляется несколько комплектов рабочих колес. Благодаря такой компоновке гидравлические потери сводятся до минимума.

При последовательном подключении насосов необходимо учитывать прочность корпуса агрегатов второго и последующих уровней, т.к. не все насосы в состоянии выдерживать избыточное давление в течение длительного времени. Кроме того, запорная арматура в таких схемах подвергается гидравлическим ударам, поэтому также требует повышенной прочности. При изготовлении трубопроводов, соединяющих ступени в последовательных схемах, не должны иметь крутых поворотов и как можно меньше соединений.

Устройство и принцип действия возвратно-поступательных насосов

К объемным относится большое число насосов различных типов: поршневые, плунжерные, диафрагмовые, винтовые, шестеренные и др. Наиболее распространенными из объемных насосов являются поршневые и плунжерные. В системах водоснабжения и канализации поршневые насосы в настоящее время применяются относительно мало: для подъема воды из скважин малого диаметра, для перекачивания вязких жидкостей, например осадка из первичных отстойников, а также в качестве дозировочных насосов.

Поршневые и плунжерные насосы относятся к возвратно-поступательным. Устройство и принцип работы поршневого насоса одностороннего действия можно уяснить из рис. 5.1, а. Такой насос состоит из рабочей камеры 1 со всасывающим и напорным клапанами ВК и НК и цилиндра 2 с поршнем 3, совершающим возвратно-поступательное движение. К рабочей камере присоединены всасывающий и напорный трубопроводы. За один цикл, т. е. за один поворот вала 4 с кривошипом 5 в цилиндр засасывается, а затем выталкивается объем жидкости, равный V = FS                       (5.1) где S и F — ход и площадь поршня. В плунжерном насосе двустороннего действия (рис. 5.1,6) обе полости поршня являются рабочими, и за один ход поршня в прямом направлении одновременно происходит всасывание и нагнетание жидкости. Эти же процессы повторяются и при ходе поршня в обратном направлении. При одних и тех же площадях поршня F, одинаковом ходе S и постоянном числе ходов в единицу времени подача насосов двустороннего действия в 2 раза больше подачи насосов одностороннего действия. Кроме того, насосы двустороннего действия обеспечивают более равномерную подачу жидкости.

КЛАССИФИКАЦИЯ ВОЗВРАТНО ПОСТУПАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ

Перемещение жидкости происходит в результате осевого двиижения поршня или мембраны в цилиндре насоса, который через всасывающий и нагнетательный клапаны периодически соединяется с подводящим и напорным трубопроводами. При увеличении рабочего объема насоса вследствие движения поршня или мембраны жидкость всасывается через всасывающий клапан или вентиль, а при обратном ходе поршня из-за уменьшения рабочего объема через нагнетательный клапан или вентиль вытесняется в напорный трубопровод. По виду вытеснителя насосы подразделяют на поршневые и мембранные (рис. 1).   Признаками классификации поршневых насосов могут служить: а) способ действия поршня б) положение поршня и цилиндра ( в) форма поршня г) вид привода

Соответственно этому различают насосы простого или двойного действия, горизонтальные или вертикальные, радиальные или аксиальные, клапанные, крыльчатые, дисковые, плунжерные многоступенчатые с рычажным, кулачковым приводом или с качающимся приводным диском, а также прямодействующие.

Мембранные насосы классифицируют по расположению и колиичеству мембранных цилиндров, а также по типу привода.

КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ДВУСТОРОННЕГО НАСОСА

Насос поршневого типа состоит из жидкостной секции и пневматического привода. Его принцип работы основан на вытеснении жидкости твердым телом. Жидкостная секция насоса представляет собой цилиндр с зеркальными внутренними стенками, в котором совершает возвратно-поступательные движения шток с поршнем, приводимый в действие приводом. Поршень разделяет жидкостную секцию на две камеры с изменяющимся объемом – нижнюю впускную, и верхнюю выпускную.

Нижний конец цилиндра является впускным коллектором и снабжен впускным клапаном, который обычно представляет собой шарик, сидящий на специальном седле с отверстием. Шток поршня насоса представляет собой цельнометаллический цилиндр меньшего диаметра, с полым поршнем в нижней части, в котором установлен выпускной клапан, представляющий собой шарик небольшого размера, сидящий в седле с отверстием, сообщающемся с нижней камерой. На поршне установлено уплотнение с цилиндром, препятствующее протеканию жидкости из нижней камеры в верхнюю. В верхней части цилиндра жидкостной секции расположен выпускной коллектор. Такие поршневые насосы называются насосами двухстороннего действия, так как они обеспечивают перекачивание жидкости при каждом возвратно-поступательном движении поршня.

Привод насоса представляет собой пневматический цилиндр двухстороннего действия. Шток цилиндра соединен со штоком поршня насоса. Подаваемый в цилиндр воздух создает давление на поршень цилиндра, который передает его на поршень насоса.

Принцип работы

При такте всасывания, когда поршень насоса движется вверх, в нижней камере создается разрежение, а в верхней избыточное давление. Шарик выпускного клапана поршня опускается в седло (клапан закрывается), и жидкость из верхней камеры течет в выпускной коллектор, вытесняемая штоком поршня за счет уменьшения объема верхней камеры. Одновременно шарик впускного клапана нижней камеры приподнимается над седлом (клапан открывается), пропуская в нижнюю камеру жидкость из впускного коллектора, при этом объем нижней камеры увеличивается.

При такте перекачивания, когда поршень насоса идет вниз, в нижней камере создается избыточное давление за счет уменьшения ее объема, впускной клапан закрывается (шарик садится обратно в седло), а выпускной клапан поршня открывается (шарик приподнимается над седлом), давая жидкости возможность перетекать их нижней камеры в верхнюю. Так как объем нижней камеры существенно больше, чем объем верхней камеры, при движении поршня вниз в верхней камере создается избыток жидкости, из-за чего она начинает вытекать в выпускной коллектор.

Таким образом обеспечивается постоянство перекачивания жидкости как при движении поршня насоса вверх, так и при движении вниз.

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ НАСОС  

Рис. 5.2. Схема дифференциального плунжерного насоса 1— плунжер; 2 — шток; 3 — всасывающий клапан; 4 — нагнетательный клапан

Виды конструкций скважин Выбор конструкции зависит от места расположения скважины, и осуществляется заказчиком по рекомендации специалиста. Наиболее распространены следующие конструкции скважин: 1. Однотрубные обсадные колонны

1.1. Однотрубная обсадная колонна

Данный вид обсадной колонны устанавливается в районах, где «коренные» (крепкие) породы расположены близко к поверхности, например, в районе озера Таватуй.
Обсадная труба может быть:
a) Стальной - сталь 20, стенка 5мм (оцинковка не рекомендуется) диаметрами:

• 168 мм,

• 159 мм,

• 146 мм,

• 127 мм,

• 110 мм.

b) пластиковой нПВХ стенка 5 и 8 мм (ПНД нолиэтилен низкого давления не рекомендуется) диаметрами:

• 90 мм,

• 110 мм,

• 125 мм.

Преимущества стальной колонны:

• Морозоустойчивость,

• Жёсткость

Технические характеристики стальной трубы сильно варьируются в зависимости от её диаметра, длинны и толщины. Преимущества пластиковой колонны:

• Долговечность и эффективность в эксплуатации;

• Гидравлические характеристики всегда остаются неизменными;

• Легкость соединений (уменьшается время монтажа);

• Абсолютная герметичность соединений;

• Низкое трение (снижающее потери энергии на перекачку);

• Температура подаваемой воды 0oС +45oС;

• Гигиенический сертификат.

Технические характеристики пластиковой трубы: Напорные трубы из нПВХ предназначены для трубопроводов, транспортирующих питьевую воду. 1.2. Перфорированная рабочая колонна

Перфорация - сверление отверстий в трубе обсадной колонны на уровне разлома. Делается как на стальные, так и на пластиковые трубы.
Перфорированная однотрубная колонна устанавливается в районах с крепкими, но немонолитными стенками (от скального грунта могут откалываться частицы породы и попадать в скважину, что приводит к повреждению насоса и/или заиливанию, в зависимости от высоты скола породы).
Используется при бурении скважины промышленного назначения с заявленным дебитом. Производится бурение без установки обсадной колонны, затем проводятся каротажные исследования скважины (опускается прибор, наливом или откачкой определяется положение в разрезе скважины водоактивных интервалов), после чего перфорированные участки трубы устанавливаются на глубине водоактивных интервалов. Остальная часть рабочей колонны остаётся «глухой», т.е. без отверстий. Перфорированная рабочая колонна это дорогое удовольствие, ( цена монтажа подобной конструкции может увеличить на 40% стоимость работ).
На складчатом Урале на глубине в среднем в среднем 40м, а очень часто и выше залегают крепкие, слабо трещиноватые породы. Нет надобности опускать обсадную трубу ниже, нет риска того, что порода будет крошиться и заиливать скважину (например: если залегает плотный слабо трещиноватый гранит), установка обсадной трубы до конца ведёт лишь к увеличению стоимости, чем пользуются недобросовестные компании. Перфорированная колонна ставится в том случае, если в массиве породы вода встречается только в сильно трещиноватом слое коренных пород, а ниже её попросту нет или недостаточно для хозяйственных нужд. Следовательно, нужно ставить перфорированную часть трубы на уровне водоактивных интервалов, а далее глухую трубу. Но даже в этом случае не обязательно ставить её до конца, только до глубины где начинаются крепкие породы плюс 3 метра. Только если скважина даёт очень мало воды и выступает как накопительная, когда насос опускается до забоя (до самого дна) монтируется рабочая колонна до забоя.
2. Двухтрубная обсадная колонна

Ставится в районах, где толщина слоя мягких и рыхлых пород весьма значительна, например, заболоченной местности и в пойме реки.
Двухтрубная обсадная колонна состоит из двух колонн:
1. Под 4-х и 5-и дюймовые насосы промышленные или «Водолей»
а) Внешняя (стальная) труба диаметрами:

• 168 мм,

• 159 мм,

• 146 мм.

б) Внутренняя соответственно либо стальная труба диаметрами:

• 159 мм,

• 146 мм,

• 127 мм.

либо пластиковая труба диаметрами:

• 125мм,

• 116 мм.

2. Под 3-х дюймовые насосы бытовые насосы GRUNDFOS а) Внешняя (стальная) труба диаметром:

• 127 мм.

б) Внутренняя

• 110мм,

• 90 мм.

Колонная головка 

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частьюоборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка (рис. 4.2) жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

Рис. 4.2. Колонная головка

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

Колонные обвязки устанавливаются на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Конструкция колонных обвязок позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур ниже минус 60°С.

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.

Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 4.2.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.

Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500...2000 м с давлением до 25 Мпа.

Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.

. Классификация фонтанной арматуры

Фонтанные арматуры классифицируются по конструктивным и прочностным признакам:

1. по рабочему давлению.

Тройниковая и крестовая фонтанные арматуры выпускаются на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70, 100 МПа. В зависимости от ожидаемого давления при эксплуатации на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру, рассчитанную на данное рабочее давление.

2. по схеме исполнения.

Рис. 10. Типовые схемы фонтанных арматур

3. по числу спускаемых в скважину рядов труб.

Диаметр и длину колонны подъемных труб устанавливают для каждого пласта опытным путем, исходя из ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Условные диаметры подъемных труб от 33 до 114 мм.

Различают однорядные и двухрядные подъемники. Применение двух рядов труб в фонтанных скважинах позволяет более рационально использовать энергию расширяющегося газа и предотвращать образование песчаных пробок на забое.

Обычно в фонтанные скважины спускают одноразмерную колонну, чаще из труб диаметром 73 мм или же ступенчатую колонну из комбинации труб диаметром (в мм): 114 и 89; 114 и 73; 114,89 и 73; 102,89 и 73; 89 и 73 и др.

4. по конструкции запорных устройств.

К запорным устройствам относятся пробковые краны (рис. 12) или прямоточные, клиновые задвижки (рис. 11). Минус клиновых задвижек в их недостаточной герметичности.Особенности прямоточной задвижки в том, что при движении потока через нее нефть и газ не соприкасаются с уплотняющими поверхностями,благодаря чему достигается крайне незначительный их износ.По сравнению с клиновой задвижкой проходной пробковый кран обладает большей коррозионной стойкостью, имеет меньший габаритный размер и меньшую массу.

5. по размеру проходного сечения ствола арматуры и боковых отводов.Диаметры проходных сечений от 50–150 мм. Диаметры боковых отводов от 50–100 мм.Рис. 11. Прямоточная задвижка

Головки трубные

Предназначена для подвешивания колонны НКТ и монтажа запорной арматуры на необходимое рабочее давление. Оборудование может использоваться на всех способах эксплуатации скважин.

 Оборудование комплектно и малогабаритно

Имеет повышенную надежность и долговечность за счет изготовления изделий из высокопрочных стальных поковок;

Удобно при бурении, ремонте и обслуживании

Полностью исключает огневые и сварочные работы на скважине, не требует перемонтажа противовыбросочного оборудования (ПВО) в процессе бурения и ремонта скважин

Устанавливается на обсадные колонны 146, 168мм

Конструктивное исполнение трубной головки позволяет без переобвязки скважины перейти на необходимый способ эксплуатации и оснастить запорной арматурой на требуемое давление

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 3.2.

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки),  размещаемом  над тройником  (крестовиком) (рис. 3.1б).

Типовые схемы фонтанных елок (рис. 3.2) включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

1 – манометр, 2 – трехходовой кран, 3 – буфер, 4 – задвижки, 5 – крестовик елки, 6 – переводная катушка, 7 – переводная втулка, 8 – крестовик трубной головки, 9 – 65мм задвижки, 10 – штуцер, 11 – фланец головки.

Классификация пакеров

Пакеры выпускаются следующих типов:

• ПВ - перепад давления направлен вверх;

• ПН - перепад давления направлен вниз;

• ПД - перепад давления направлен вниз и вверх.

По принципу действия пакеры могут быть:

• механические М,

• гидравлические Г

• гидромеханические ГМ.

По способу установки в скважину пакеры делятся на устанавливаемые на трубах или на канате.

Пакеры могут быть извлекаемые и неизвлекаемые. Последние еще называютразбуриваемыми.

По количеству проходных каналов пакеры могут быть одно- и двухствольными. Первые предназначены для работы с одной колонной труб, вторые — с двумя. Двухствольные пакеры могут быть с параллельным и концентричным расположением стволов.

При работе пакера в скважине необходим его упор. По типу упоров пакеры могут быть с упором через шлипсовый захват за обсадную колонну и стык обсадных колонн в муфтовом соединении, а также с упором на забой.

Пакер (англ. packer — уплотнитель) устройство, предназначенное для разобщения двух зон ствола скважины и изоляции внутреннего пространства эксплуатационной колонны от воздействия скважинной среды. Пакер спускается в скважину в составе обсадной колонны и устанавливается в заданном интервале.

В производстве встречаются следующие виды продукции этой категории:

• Забойные пакеры. Пакеры этого типа с клапаном-отсекателем пласта устанавливается на длительный период эксплуатации скважины в забое (над её фильтровой частью) для предотвращения самопроизвольного аварийного фонтанирования во время подземного ремонта (из-за высокого пластового давления, при поломке узлов фонтанной арматуры и т. п.).

• Пакеры-разобщители. Эта категория пакеров используется для разобщения полостей буровой скважины, соединённых с разными продуктивными горизонтами, для извлечения пластовой жидкости (газа) отдельно из каждого горизонта по стволу одной скважины без смешивания добываемой жидкости (газа), а также раздельной закачки в разные пласты жидкости или газа по одной скважине.

• Изолирующие пакеры используют при активном абразивном или сильно коррозионном воздействии пластовой жидкости (газа, воды) на эксплуатационную колонну скважины. В этом случае пакер изолирует затрубное пространство, что позволяет направить весь поток добываемой жидкости по центральному ряду подъёмных труб.

Ассортимент пакеров ТД "Машиностроение" включает следующие виды продукции:

Пнго-160

ПАКЕР, включающий переходник, соединенный с ним полый корпус, концентрично установленные относительно корпуса с возможностью осевого перемещения и образующие с корпусом кольцевую полость поршень с хвостовиком, соединенные с корпусом срезным элементом и выполненные с осевым каналом, перекрытым клапаном, ограничитель хода поршня с центратором и установленную в кольцевой полости между корпусом и хвостовиком самоуплотняющуюся манжету, отличающийся тем, что хвостовик с поршнем размещены в полости корпуса, а самоуплотняющаяся манжета установлена на хвостовике, при этом поршень и хвостовик образуют с корпусом над самоуплотняющейся манжетой кольцевую камеру, в которой размещен ограничитель хода поршня, а клапан выполнен в виде гидравлически разрушаемой диафрагмы.

Пакер ПВМ

Извлекаемый механический пакер ПВМ предназначен для герметичного уплотнения колонны насосно-компрессорных труб в эксплуатационной колонне при проведении технологических операций по воздействию на призабойную зону.

Пакер является полнопроходным инструментом, что позволяет прокачивать через него большие объемы жидкости и беспрепятственно спускать перфораторы, каратожный инструмент с помощью канатной техники.

Посадка и срыв пакера ПВМ в скважине осуществляется с помощью стандартных операций с колонной НКТ (движение вверх, вниз, вращение).

Пакер устанавливается в колонне с помощью шлипсов, имеющих высокую твердость, что позволяет увеличить их якорящую способность и износостойкость при работе в высокопрочной обсадной колонной.

Пакер имеет механически управляемый, циркуляционный канал открытый при спуске и перекрывающийся при посадке. Конструкция пакера позволяет легко открыть и закрыть циркуляционный канал в положении посадки для выполнения тампонажных работ или для создания циркуляции над пакером.

Пакер ПВМ может быть спущен самостоятельно или в компоновке с другим технологическим оборудованием.

Пакер ПВМ изготавливается с присоединительными резьбами для НКТ по ГОСТ 633-80. По заказу могут быть изготовлены присоединительные резьбы под другие НКТ или бурильные трубы.

Посадка пакера

Пакер опускается в колонну примерно на 1,5-2 м ниже установочной глубины. Это позволит убедиться в отсутствии помех в зоне установки, которые могли бы показать ложное закрепление инструмента. После чего пакер поднимается до установочной глубины, колонна НКТ проварачивается вправо на ? оборота с учетом потери на 1000 м один оборот. Это переведет замковый сегмент в посадочное положение и подготовит пакер к распакеровке. Далее прикладывается установочная осевая нагрузка на пакер (от 4 до 12 тонн). При этом закроется циркуляционный канал, шлипсы врежутся зубцами в стенки обсадной колонны, закрепляя пакер в колонне. Под действием нагрузки уплотнительные манжеты прижмутся к обсадной колонне. Пакер перейдет в положение “посадки”.

Конструкция пакера позволяет проводить предварительную посадку на небольшой глубине для проверки его работоспособности.

Подъем пакера

Для подъема пакера давление внутри него и снаружи должно быть выровнено. После чего следует приподнять пакер на 1 м с учетом вытяжки колонны. Это расслабит манжеты, откроет циркуляционный канал и освободит шлипсы. После чего необходимо дать выдержку времени (3-5 мин.) для выравнивания давления выше и ниже пакера.

Для дальнейшего подъема пакера необходимо:

при использовании автоматического режима работы: приподнять пакер на 1 – 1,5 м, с учетом вытяжки колонны НКТ, и он автоматически установится в транспортное положение.

при использовании механического режима работы: провернуть колонну НКТ на ? оборота влево с учетом глубины установки, после чего пакер установится в транспортное положение

ПДГ

Опрессовочные пакеры ПД-Г-0-122-20 и ПД-Г-0-140-20 Пакеры предназначены для зашиты эксплуатационной колонны; поиска места негерметичности эксплуатационной колонны и ее ликвидации тампонажными материалами; проведения технологических операций поинтервального воздействия на призабойную зону пласта химическими реагентами: поинтервальной закачки жидкости в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления (вода, растворы полимеров и др.) Термостойкий пакер ПД-ГМШ-Т-140-30 Пакер предназначен для разобщения и защиты ствола скважины от воздействия теплоносителя, закачиваемого в пласт при использовании тепловых методов воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи при осуществлении следующих процессов:

а) в нагнетательных скважинах

— теплового воздействия на пласт;

— импульсного дозированного теплового воздействия на пласт;

— импульсного дозированного теплового воздействия на пласт с паузой:

— термополимерного воздействия на пласт,

б) в добывающих скважинах

— теплового циклического воздействия на при забойную зону пласта.

Рис. 11.29. Пакер для испытания обсадных колонн:

1 — резьба замковая; 2 — ствол; 3, 4 —выступы кольцевые; 5 — втулка клапанная; 6 — поршень коль­цевой; 7 — кожух; 8 — толкатель; 9 — конус распор­ный; 10 — набор уплотнительных элементов; 11 — корзина ловильная; 12 — опора нижняя;13 — пружи­на;14 — кольцо уплотнительное;15 — канал радиаль­ный; 16— канал перепускной; 17 — шар; 18 —эле­мент срезной; 19 —канал осевой;20, 21 — сухари опорные

Пакер работает следующим образом. Пакер спускается в обсаженную скважину на колонне бурильных труб. При этом обратный клапан втулки не препятствует заполнению спускаемого инструмента промывочной жид­костью, находящейся в скважине. После достижения необходимой глубины насосным агрегатом в трубном канале создается избыточное давление для деформации набора уплотнительных элементов и разобщения зон затруб-ного пространства, расположенных выше и ниже пакера, промывочная жидкость при этом поступает в поршневую полость пакера по перепуск­ным каналам втулки.

По достижении определенного давления, которое превышает давление срабатывания пакера, происходит разрушение срезных элементов сухарей и перемещение втулки до посадки опорных сухарей на нижний кольцевой выступ. Поршневая полость с этого момента отсекается от трубного канала и уплотнительные элементы пакера фиксируются в распакерованном со­стоянии. После этого противовыбросовое оборудование закрывается, в межтрубном пространстве выше пакера создается требуемое давление. Контроль процесса опрессовки осуществляется по манометру, а контроль герметичности пакера — по поступлению или не поступлению жидкости по трубному каналу на устье скважины. После окончания опрессовки давле­ние в межтрубном пространстве сбрасывается, а в трубном канале создает­ся давление разрушения срезных элементов сухарей 20. Втулка, освобо­дившись от удерживаемых ее сухарей, перемещается по центральному каналу и попадает в ловильную корзину. Туда же падают опорные суха­ри. Радиальные каналы опять сообщаются с полостью центрального осе­вого канала. Толкатель и кольцевой поршень под действием пружины за­нимают исходное положение. Под действием внутренних сил уплотнитель­ные резиновые элементы также примут исходную форму, освобождая па­кер для перемещения в скважине. Для повторного применения пакера в трубный канал бурильных труб сбрасывается новая кольцевая втулка, оснащенная шаром и опорными сухарями. По достижении ею своего исходного положения в пакере описанный процесс опрессовки повто­ряется.