Идеальная индикаторная диаграмма цикла поршневого компрессора

Содержание :

4. Идеальная индикаторная диаграмма цикла поршневого компрессора….2

19. Конструкция уплотнения штоков….4

34. конструкция муфтовых колонных головок……5

49. назначение и конструкция манифольдов фонтанных арматур….6

73. причины выхода из строя УЭЦНМ…..8

87. параметры установки гидропоршневой насосной….12

Задачи……13

Список литературы …….15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вопрос №4

Индикаторная  диаграмма идеального рабочего процесса компрессора

При рассмотрении идеального цикла поршневого компрессора принимают  следующие допущения:

1. Отсутствуют сопротивления движению потока газа (в том числе и в клапанах).
2. Давление и температура газа во всасывающей и нагнетательной линиях постоянны.
3. Давление и температура газа в период всасывания, так же как и в период выталкивания газа из цилиндра, не меняются.
4. Мертвое (вредное) пространство в цилиндре компрессора отсутствует.
5. Нет потерь мощности на трение и нет утечек газа.

Индикаторная диаграмма  идеального цикла представлена на рис. 3.2. Процесс сжатия газа поршнем характеризуют кривые 1-2. При изотермическом процессе это будет кривая 1-2"', при адиабатическом 1-2", а при политропическом 1-2 или 1-2".Рассматривая политропический процесс 1-2, видим, что за этот период цикла, объем газа уменьшится с V₁ до V₂, давление изменится от р₁ до р₂, а температура - от Т₁ до Т₂. Далее идет нагнетание газа в трубопровод 2-3. Давление и температура газа остаются в этот период неизменными (р₂ и Т₂). Весь объем газаV₂ переходит в нагнетательный трубопровод. За период 3-4 в цилиндре снижается давление до давления во всасывающем трубопроводе (р₁) закрывается нагнетательный клапан и с началом движения поршня вправо открывается всасывающий клапан. Период всасывания характеризуется линией 4-1. Здесь давление и температура газа равны р₁ и Т₁, в цилиндр поступает объем газа, равный V₁. 

Рис. 3.2. Индикаторная диаграмма  идеального цикла компрессора простого действия

Работа сжатия газа от давления всасывания р₁ до давления нагнетания р₂ в цилиндре компрессора за время одного цикла характеризуется площадью индикаторной диаграммы, ограниченной линиями, которые соединяют точки 1-2-3-4. В случае идеального процесса, когда исключены все непроизводительные потери энергии, затрачиваемая энергия равна полезной. Таким образом, индикаторная диаграмма в этом случае дает величину затрачиваемой и полезной работы.

При изотермическом процессе газ сжимается без нагрева  и выходит с меньшей температурой, чем при адиабатическом или политропическом  процессах.

Поскольку компрессор предназначен только для сжатия и перемещения  газа, то повышение его температуры  не является полезной для нас частью работы. Поэтому изотермический процесс (без нагрева газа) более выгоден. При этом процессе на сжатие газа от давления р₁ до давления р₂ затрачивается меньше энергии (см. рис. 3.2, площадь 1-2"'-3-4 наименьшая).

Однако изотермический процесс  трудно осуществить на практике, и  компрессоры работают при политропическом  или адиабатическом процессе.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вопрос№19

Конструкция уплотнения штоков.

Уплотнение штока  предназначено для уплотнение гидравлических и пневматических систем. Отличие уплотнения штока заключается в назначении и способе монтажа, уплотнение штока устанавливается в посадочное место на внутренней поверхности гидроцилиндра или пневмоцилиндра, при этом рабочая кромка уплотнения штока находится на наружней поверхности штока, совершающего поступательное движение, предотвращая утечки в гидро-пневмо системах.

По действию уплотнения штока  можно разделить на односторонние  манжета ГОСТ 14896-84 и двухсторонние. 
По типу среды на гидравлические и пневматические уплотнения штока. 
По конструкции уплотнения штока делятся на составные и не составные.

Уплотнение штока  гидроцилиндра очень ответственный элемент гидравлической системы, при проектировании уплотнения необходимо учитывать среду, давление гидросистемы и материалы из которых изготовлены узлы уплотнения штока гидроцилиндра.

Сальниковое уплотнение штока выполнено многоступенчатым. Основное уплотнение осуществляется манжетами из тефлона, которые поджимаются резьбовой втулкой. Для защиты сальника и штока от попадания загрязнений и влаги из окружающей среды в проточке резьбовой нажимной втулки ( со стороны внешнего наружного торца втулки) монтируется уплотнительное кольцо из тефлона. С целью обеспечения постоянства затяжки сальника при возможных температурных перепадах, в нижнюю часть сальниковой коробки закладываются волнообразные пружинные кольца.

 

 

 

 

Вопрос №34

конструкция муфтовых колонных головок.

Секции колонной головки устанавливают  на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию колонной головки необходимо подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее устанавливают противовыбросовое оборудование, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл по* вторяют.

Обвязка всех входящих в конструкцию  скважины обсадных колонн секциями колонной головки возможна только по мере их спуска и цементирования.

Отечественной промышленностью серийно  выпускаются колонные головки муфтового типа (типа ГКМ), рассчитанные на рабочие давления 12,5; 20; 32 и 50 МПа. Этими головками предусмотрена обвязка конструкций скважин из двух обсадных колонн (10 типоразмеров), трех (13 типоразмеров) и четырех (2 типоразмера) колонн.

Колонная головка муфтового  типа (рис. 17.1) состоит из корпуса 4, муфты 1, специального фланца 3 и нажимной втулки 2.

Рис. 17.1. Колонная головка муфтового  типа

 

 

 

 

 

 

Вопрос №49

назначение и конструкция  манифольдов фонтанных арматур

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин, которые выполняются по следующим схемам:

Схема 1. Для мало- и среднедебитных скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки.

Схема 2. Для высокодебитных скважин, эксплуатирующихся только по подъемной колонне труб по двум отводам елки в один трубопровод.

Схема 3. Для скважин с низкими пластовыми давлениями, допускающих отбор газа из затрубного пространства по одному отводу трубной головки в один трубопровод.

Схема 4. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема 5. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема манифольда фонтанной арматуры газовой скважины показана на рис. 4.8, а.

 
Рис. 4.8. Манифольд фонтанной арматуры: а - манифольд газовой скважины; б - манифольд нефтяной скважины

В фонтанной арматуре 1 за катушкой 2 и угловыми регулирующими штуцерами 3 и 4 обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязываются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий 5 для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8, ДИКТа 9 и факельной линии 10.

Манифольд  обеспечивает возможность подачи в скважину ингибитора, глушения с помощью продувочно-задавочной линии и продувки скважины по трубному и затрубному пространствам; проведения газодинамических исследований; подключения насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбора глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к забою.

В манифольдах фонтанной арматуры ответственных газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным. Схема манифольда фонтанной скважины показана на рис. 4.8, б. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.

 

 

 

 

 

 

Вопрос № 73

причины выхода из строя  УЭЦНМ.

Работая в условиях реальной скважины, насос находится под  воздействием многих факторов, влияющих на его работу. Область применения УЭЦН четко оговорена техническими условиями. Зачастую условия наших  скважин сильно отличаются от указанных выше. Как правило, это - повышенное содержание КВЧ, повышенное содержание свободного газа при низких уровнях, высокая температура перекачиваемой жидкости и недостаточное охлаждение установки, и еще целый ряд неблагоприятных факторов. Все это ведет к преждевременному износу и выходу из строя оборудования. Износ деталей насоса порождает вибрацию (точнее многократно усиливает ее, так как вибрация неизбежно присутствует при работе установок). 

Прежде всего, изнашиваются защитные втулки вала и ступицы направляющих аппаратов. Эта пара трения работает как радиальный подшипник скольжения. В зазор между втулкой и  ступицей неизбежно попадает пластовая  жидкость, играя при этом роль смазки. При нормальных условиях работы и  соответствующем составе пластовой  жидкости данный узел может полноценно работать не один год. Однако, в пластовой жидкости часто содержится песок и иные мех примеси, что является превосходным абразивным материалом. На данном этапе (пока насос не изношен) особую опасность представляют мелкие частицы, способные проникнуть в зазор между втулкой и ступицей направляющего аппарата. Начинается износ. Небольшая потеря материала ведет к эксцентрическому вращению (биению) вала. Это биение сильно увеличивает боковую нагрузку на подшипники, что ведет к ускоренному износу. При смещении вала в сторону от центра, осевая нагрузка на вал заставляет его продольно изгибаться, что увеличивает боковую нагрузку на подшипник. Тонкий и длинный вал, испытывая осевое усилие, стремиться принять волнообразную форму близкую к синусоиде. Таким образом, износ неизбежно прогрессирует, доходя до предельной величины. Таков же механизм износа пары трения втулка защитная - втулка подшипника.

На абразивный радиальный износ в насосе с плавающими рабочими органами нельзя смотреть изолированно. Если имеет место радиальный износ, то всегда имеется и некоторый  осевой износ. 

 Осевой износ выражается  в износе упорных колец (текстолитовых  шайб) и их контактирующих поверхностей  в насосной ступени (бурты направляющих  аппаратов). Осевые усилия, создаваемые  плавающим рабочим колесом, воспринимаются  упорными кольцами внутри самой  ступени. Подобно радиальным подшипникам упорные поверхности этих осевых колец смазываются и охлаждаются добываемой жидкостью. Большинство насосов конструируется так, чтобы направление осевого усилия было вниз, когда режим работы насоса соответствует рабочему диапазону. Абразивные частицы, попадая в зону контакта шайбы колеса и бурта направляющего аппарата, истирают материал упорных колец и сам металл ступени.  

 Подобно этому осевую  нагрузку действующую на вал воспринимает узел пяты насоса. И соответственно происходит износ шайбы пяты и подпятников. Износ вала насоса выражается, как правило, в образовании на нем глубоких кольцевых каналов. Причиной появления этих каналов является электрохимическая коррозия, а наличие механических примесей повышает интенсивность износа, разрушая образующиеся окисные пленки. Поэтому при конструировании насосов следует избегать применения материалов, образующих гальванические пары. При этом необходимо, чтобы материалы контактирующих деталей имели минимальную разность потенциалов.

Стремясь избежать повышенный износ деталей насоса, постоянно ведется работа по совершенствованию конструкции электроцентробежных насосов. В частности, стремясь повысить износостойкость пары трения, втулка защитная вала - ступица направляющего аппарата были разработаны и внедрены в производство рабочие органы из порошковых металлов с различными добавками.  

 Чтобы компенсировать  неустойчивость вала во время  работы, сохранить его прямолинейность  и тем самым снизить уровень  вибрации и боковую нагрузку  на износ направляющих аппаратов  и втулок защитных, в настоящее  время применяются промежуточные  резинометаллические подшипники, устанавливаемые  на валу через каждый метр  ступеней ротора. 

 

Анализ неисправностей ЭЦН

На предприятиях используются как модульные, так и немодульные  насосные установки.

К неисправностям насосных установок можно отнести следующие  неисправности:

- реже всего выходит  из строя гидрозащита, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы;

- двигатели выходят из  строя из-за пробоя статора  нижнего или верхнего оснований,  а также коррозии корпуса;

- насос выходит из строя  чаще всего из-за засорения  мехпримесями, быстро изнашивается вал насоса.

Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам за 2007 год  представлен в таблице:                                                                                                          

 

причины	НГДП
Нет подачи	200
R- 0	1020
Клин	15
Негерметичность НКТ	32
прочие	48
ВСЕГО	1315

 

  

 

Причины отказа погружных насосов выглядят следующим образом: 

 

 

                                                                                                       

№	Причины отказа	1996 г.	1995 г
1	Мехповреждение кабеля	71	69
2	Засорение мехпримесями	162	118
3	Агрессивная среда	1	7
4	Негерметичность НКТ	14	7
5	Несоответствие кривизны	6	27
6	Некачественное глушение	2	2
7	Электроснабжение	3	6
8	Нарушение э/колонны	1	2
9	Некачественный монтаж	29	65
10	Полет ЭЦН	7	1
11	Комплектация несоотв. заявке	26	18
12	Бесконтрольная эксплуатация	39	35
13	ГТМ	17	4
14	Причина не выявлена НГДП	59	53
15	Прочие	91	-
Итого по вине НГДП		528	414
16	Брак ремонта кабеля	7	12
17	Брак ремонта ПЭД	9	8
18	Брак ремонта гидрозащиты	1	4
19	Брак ремонта насоса	1	-
20	Скрытый дефект оборудования	31	13
21	Причина не установлена ЭПУ	3	1
Итого по вине ЭПУ		52	38
НДП + ЭПУ
Спорные
Заводской брак		5	14
Итого отказов		585	466

 

 

Из таблицы видно, что  самым значительным техническим  фактором, влияющим на работу установок  ЭЦН. И являющимися причинами  выхода из строя можно назвать  мехповреждения кабеля, засорение примесями, некачественный монтаж, а также несоответствие кривизны ствола скважины, и бесконтрольное эксплуатация. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вопрос № 87

параметры установки гидропоршневой насосной.

             Одним из путей решения проблемы эксплуатации глубоких, искривленных скважин является использование скважинных насосов (объемного или динамического действия), приводимых в работу потоком жидкости, нагнетаемой насосной станцией. То есть, мы используем поток жидкости для привода насоса, расположенного в скважине. 
В качестве внутрискважинного насосного блока (гидродвигатель-скважинный насос) можно использовать: 
- поршневой гидродвигатель – поршневой насос. Если направление потока жидкости от силового насоса в течение каждого цикла не изменяется, то такие установки называются гидропоршневыми, в противном случае – это гидроштанговые установки; 
 
- гидравлическая турбина – центробежный насос. Системы называют турбонасосными; 
 
- когда гидродвигатель и скважинный насос представляют собой один агрегат (струйный насос), их называют струйными установками. 
 
 
Для всех установок характерно наличие двух каналов для подвода рабочей жидкости от поверхностного насоса к внутрискважинному двигателю и подъема пластовой жидкости. В качестве жидкости для привода используют очищенную нефть, поэтому нередко подъем отработанной жидкости осуществляется по одному каналу вместе с добытой пластовой жидкостью. 
Основные схемы ГПНУ: 
- по принципиальной схеме циркуляции рабочей жидкости (открытая или закрытая)³; 
 
- по принципу действия скважинного насоса (одинарного, двойного или дифференциального действия); 
 
- по принципу работы гидродвигателя ; 
 
- по способу спуска погружного агрегата (спускаемые на колонне НКТ – фиксированные, или свободные – сбрасываемые в скважину); 
 
- по числу агрегатов, обслуживаемых одной наземной установкой (индивидуальные или групповые).  
Область применения:  
Гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать скважины с динамическим уровнем до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м³/сут при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98%), песка (2%) и агрессивных компонентов. 
Положительная особенность гидропоршневых установок – это возможность с поверхности регулировать количество отбираемой из скважины жидкости, изменяя количество рабочей жидкости, закачиваемой к приводу, и, меняя таким образом, режим работы погружного агрегата. 
Скважинные гидропоршневые установки хорошо приспособлены для эксплуатации наклонно направленных скважин, т.к. они не имеют движущейся возвратно-поступательно штанговой колонны, как шианговые насосы, и кабеля рядом с трубами, который при спуске агрегата может повредиться, как у установок скважинных насосов с электропрриводом. К тому же, скважинный агрегат имеет небольшие размеры, что также играет не последнюю роль. 
Применение т.н. сбрасываемых глубинных гидропоршневых агрегатов позволяет значительно облегчить спуско-подъемные работы. 
Сбрасываемый агрегат спускается во внутреннюю полость НКТ, заполненных жидкостью, и проталкивается рабочей жидкостью, закачиваемой с поверхности. В нижней части колонны НКТ установлено седло, в которое агрегат запрессовывается потоком рабочей жидкости. Для подъема глубинного агрегата на поверхность поток рабочей жидкости направляют в межтрубное пространство, жидкость попадает под сваб глубинного агрегата и выталкивает его до поверхности. Чтобы рабочая жидкость не уходила в полость под пакером, в нем имеется обратный шаровой клапан. Таким образом, СПО осуществляются без подъема труб: не нужен подъемник и бригада подземного ремонта. 
К недостаткам установок гидропоршневых насосов относится, прежде всего, наличие сложного поверхностного оборудования (особенно при необходимости подготовки рабочей жидкости), а следовательно необходима и высокая квалификация обслуживания. Также стоит учитывать и экономичность использования ГПНУ – например, нерентабельно использовать установки, когда эксплуатируется одна скважина (обычно ими оборудуют куст скважин).

 
 
 
Рис. 4.1. Схема гидропоршневой установки:  
 
1 – скважинный насос; 2 – погружной двигатель; 3 – канал для подъема скважинной продукции и отработанной жидкости; 4 – канал для подачи рабочей жидкости к погружному агрегату; 5 – поверхностный силовой насос; 6 – система подготовки рабочей жидкости. 

 
 
Погружной агрегат ГПНУ состоит из трех основных элементов: поршневого гидравлического двигателя, плунжерного (поршневого) насоса, соединенных между собой штоком, и золотникового управляющкего устройства, привод которого осуществляется от соединительного штока. Действие ГПНУ основано на преобразовании энергии рабочей жидкости в возвратно-поступательное движение исполнительного механизма.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список используемой литературы:

1. Адонин А. Я. Добыча нефти штанговыми насосами. Недра 1979
2. Молчанов А.Г. нефтепромысловое машины и механизмы Недра 1983
3. Бухаленко Е. И. монтаж и обслуживание и ремонт оборудования .Недра 1983
4. Раабен А.А. и др. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования Недра 1990г.