- •Оглавление
- •1 Нефтегазодобывающая промышленность и значение оборудования
- •1.1 Механика в россии и в мире
- •1.2 История техники и оборудования для добычи нефти
- •1.3 Предмет курса и связь его с другими дисциплинами
- •1.4 Специфика машин и оборудования для нефтегазодобычи
- •1.5 Совершенствование оборудования и технический прогресс
- •2.2. Назначение и виды скважин
- •Лекция 2 оборудование эксплуатационной скважины
- •2.1. Классификация машин и оборудования для добычи нефти и газа
- •2.3. Конструкция скважины
- •2.4. Эксплуатационная колонна и силы, действующие на неё
- •2.5. Оборудование устьевой части
- •2.6. Обеспечение недежности скважин
- •Лекция 3 оборудование фонтанной скважины
- •3.1. Конструкция устья скважины
- •3.2. Насосно компрессоные трубы
- •3.2.1. Назначение и классификация труб
- •3.2.2 Условия работы и выбор труб
- •3.2.3 Определение допустимой величины подвески для гладких труб
- •3.2.4 Определение допустимой величины подвески для труб с высаженными концами
- •3.2.5 Допустимое внутреннее давление для труб
- •3.2.6 Определение допустимой глубины спуска насосных труб при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •3.3 Легкосплавные и непрерывные конструкции нкт
- •3.4. Страгивающая нагрузка в нкт и её определение
- •3.5 Футерованные насосно-компрессорные трубы
- •3.5.1 Покрытия из эпоксидных смол
- •3.5.2. Покрытия из стекла
- •3.5.3 Покрытия из эмали
- •3.6. Зарубежные конструкции нкт
- •3.7. Пакеры и якоря
- •3.8. Пусковые устройства арматуры
- •Лекция 4 оборудование для эксплуатации скважин скважинными штанговыми насосами (сшн)
- •4.1. Технологические особенности эксплуатации скважин установками сшн (усшн)
- •4.2. Конструктивные особенности усшн и принцип действия
- •4.3. Классификайи приводов скважинных штанговых насосов
- •4.4. Приводы скважинных штанговых насосов
- •4.4.1 Станки-качалки (ск)
- •4.5 Новый размерный ряд станков-качалок
- •Лекция 5. Кинематические показатели станка-качалки
- •5.1 Кинематика ск
- •5.2. Определение пути, скорости и ускорения точки подвеса штанг по элементарной, приближенной и точной теории
- •5.2.1. Расчеты по элементарной теории
- •5.2.2 Расчеты по уточненной (приближенной) теории
- •5.2.3. Расчеты по точной теории
- •5.3. Кинематические показатели ск
- •5.4. Статические и динамические усилия в точке подвеса штанг
- •5.5. Характер изменения усилий в точке подвеса штанг
- •5.6. Теоретическая и практическая динамограмма
- •Леция 6. Уравновешивание станка-качалки. Силы действующие на ск
- •6.1 Работа неуравновешенного ск
- •6.2. Виды уравновешивания ск
- •6.2.1. Механическое уравновешивание ск
- •6.2.2. Роторное уравновешивание
- •6.2.3. Комбинированное уравновешивание
- •6.2.4.Пневматическое уравновешивание ск
- •6.3 Практические методы доуравновешивания ск
- •6.3.1.Расчет уравновешивания по динамограмме
- •6.3.2. Расчет уравновешивания по показаниям амперклещей
- •6.4. Силы действующие на шатун ск
- •6.4.1. Определение сил действующих на шатун ск при балансирном уравновешивании
- •6.4.2. Построение динамограммы тангенциальных сил
- •Лекция 7. Глубинно-насосные штанги
- •7.1 Конструкция штанг
- •7.2. Условия работы штанг
- •7.3 Расчет колонны штанг
- •7.4 Определение фактических нагрузок на штанги при помощи динамограмм
- •7.5 Утяжеленный низ колонны штанг
- •7.6 Эксплуатация штанг
- •7.6.1 Некоторые указания к выбору штанг
- •7.7 Гидравлический компенсатор массы насосных штанг
- •7.8 Полые штанги
- •Лекция 8 насосы скважинные нефтяные штанговые (сшн)
- •8.1 Применяемые конструкции сшн
- •8.2 Невставные скважинные сшн
- •8.3 Насосы скважинные вставные
- •8.4 Манжетные насосы
- •8.5 Насосы с гуммированным плунжером
- •8.6 Телескопические насосы
- •8.7 Многоступенчатые насосы
- •8.8 Насосы двойного действия
- •8.9 Производительность сшн и факторы, влияющие на неё
- •8.9.1 Факторы, влияющие на производительность насоса
- •8.10 Динамометрирование как средство определения работоспособности шгн
- •Лекция 9 примеры расчета на прочность деталей установки сшн
- •9.1 Общая методика расчета
- •9.2 Расчет балансира
- •9.3 Расчет шатуна
- •9.4 Расчет ведомого вала редуктора
- •9.5 Расчет втулок цилиндра
- •Лекция 10 элементы гидравлического расчета сшн
- •10.1 Расчет утечек жидкости через зазор между плунжером и цилиндром
- •10.2 Расчет утечек в телескопическом насосе
- •10.3 Расчеты потерь напора в клапанах
- •10.4 Определение зазора между цилиндром и плунжером насоса
- •10.5 Силы, действующие на плунжер насоса
- •10.6 Износостойкость деталей сшн
- •10.7 Срок службы сшн
- •11.1 Безбалансирные станки-качалки
- •Лекция 11. Совершенствование привода сшн. Выбор оборудования для скважин
- •11.1.1 Безбалансирные ск с механическим уравновешиванием
- •11.1.2 Привод с уравновешивающей колонной труб
- •11.2 Гидравлический привод сшн
- •11.3 Станки-качалки с пневматическим уравновешиванием
- •11.4 Расчет мощности ск и подбор электродвигателя
- •11.5 Установление правильного режима работы ск
- •Лекция № 12. Бесштанговые погружные глубинно-насосные установки (бшгну)
- •12.1 Специфические особенности бшгн
- •12.2 Классификация бшгн
- •12.3 Достоинства и недостатки бшгн в общем ряду глубинно-насосного оборудования
- •12.4 Установка погружных центробежных насосов (уэцн)
- •Лекция № 13 погружные центробежные насосы (эцн) и комплектующие узлы уэцн
- •13.1 Область применения
- •13.2 Устройство узлов и деталей насоса
- •13.3 Погружной элетродвигатель (пэд)
- •13.4 Система гидразащиты уэцн
- •13.5 Кабель
- •13.6 Особенности конструкции эцн для работы в осложненных условиях
- •13.7 Пути соврешенстрвования конструкции уэцн
- •13.8 Зарубежные образцы уэцн
- •13.9 Техническая характеристика уэцн
- •Лекция № 14 установки погружных центробежных насосов для беструбной эксплуатации (уэцнба). Некоторые типовые расчеты узлов и деталей уэцн.
- •14.1 Уэцнба: достоинства и недостатки
- •14.2. Погружной центробежный насос
- •14.3 Погружной электродвигатель
- •14.4 Вспомогательные узлы
- •14.5 Расчет деталей и узлов уэцн
- •Лекция №15 гидроприводные установки скважинных штанговых насосов
- •15.1 Назначение и преимущества перед известными бесштанговыми насосами
- •15.2 Устройство наземного и подземного оборудования
- •15.3 Расчет основных параметров и узлов
- •Лекция № 16 другие разновидности бесштанговых скважинных насосов
- •16.1 Электровинтовые насосы (уэвн)
- •16.2 Диафрагменный насос
- •16.3 Струйный насос
- •16.4 Опыт эксплуатации угпн, уэвн и других типов бшгн в россии и за рубежом
- •Лекция № 17 установки для одновременно-разделенной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Технологические схемы
- •17.1 Технологические схемы применяемых установок
13.3 Погружной элетродвигатель (пэд)
Погружные электродвигатели являются приводом погружного насоса. Применяются асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. В соответствии со спецификой эксплуатации ПЭД выполнен цилиндрическим и сильно развит в длину (от 2,843 до 8,032м).
Отечественная промышленность освоили выпуск более 12 типов ПЭД мощностью от 10 до 125 квт для эксплуатации 5 и 6’’ скважин. Выпускаются ПЭД с диаметром корпуса 103 мм для обсадной колонны 121,7; 117 мм для 130 мм (5’’) , 123 мм для 143,3 мм, 138 мм для 148,3 мм.
Основными узлами ПЭД являются : статор, ротор, опорная пята, вал.
Назначение статора и ротора и принцип их работы аналогичны электродвигателю обычной конструкции.
Специфичным является положение ПЭД в скважине – вертикально, следовательно, ротор ПЭД нужно удержать и зафиксировать в этом положении.
Для этой цели служит опорная пята и подшипники скольжения, расположенные на валу и фиксируют в статоре ПЭД. Вал имеет сквозное отверстие, через которое циркулирует масло, принудительно перекачиваемое турбинкой. Масло смазывает подшипники и охлаждает ПЭД.
Напряжение на обмотку статора подается через специальный герметичный токоподвод, своеобразные штепсельные разъем.
П
П Э Д С 90 - 117 В
5
-
д
иаметр
эксплуатационной
колонны(5’’)климатическое исполнение
диаметр корпуса, мм
мощность, кВт
погружной электродвигатель секционный
13.4 Система гидразащиты уэцн
Под гидрозащитой понимают комплекс устройств, предназначенных противодействовать проникновению пластовой жидкости в полость двигателя и компенсировать температурное расширение масла в ПЭД.
Ранее для этих целей УЭЦН снабжались протекторами, устанавливаемыми между ЭЦН и ПЭД. Сейчас промышленность выпускает новый тип гидрозащиты, состоящий из двух узлов – компенсатора (монтируется ниже ПЭД) и протектора (монтируется между ЭЦН и ПЭД) – тип Г.
1-промежуточный подшипник; 2-корпус статора; 3-обмотка статора; 4-выводные концы обмотки статора; 5-штепсельная муфта; 6-плоский кабель; 7-опорная пята; 8-вал; 9-отстойник; 10-ротор двигателя; 11-статор; 12-вал; 13-отверстие внутри вала для циркуляции масла; 14- масляный фильтр; 15-обратный клапан для заполнения двигателя маслом.
Рисунок 93-Погружной электродвигатель
Компенсатор служит для передачи давления окружающей среды маслу в ПЭД и компенсации расхода масла. Представляет собой эластичный резиновый мешок, сообщающийся с ПЭД (см. рисунок 94 ).
Протектор выполняет функцию защитной камеры (2 узла торцового уплотнения), разгрузочной камеры (узел гидропяты) и резервуара с маслом (см. рисунок ).
Принцип действия гидрозащиты «Г» состоит в следующем. После включения ПЭД в работу происходит нагрев масла в полости ПЭД, его расширение и переток в полость компенсатора и протектора. Диафрагма последнего расходится, выдавливая находящиеся за ней в полости «А» жидкое масло к торцовым уплотнениям. Наличие 2-х торцовых уплотнений повышает надежность изоляции ПЭД от попадания пластовой жидкости. Подшипники шариковые в насосе упразднены и заменены осевой опорой – пятой, перенесенной в протектор.
Роль свинцового- графитового сальника (он убран из насоса ) выполняет верхнее торцовое уплотнение, а в насосе оставлен небольшой сальник, предотвращающий утечки жидкости из насоса и попадание механических примесей на торцевое уплотнение.
Осевая опора воспринимает осевые усилия вала насоса после сработки элементов пяты насоса.
Разница давлений под верхним уплотнением и над ним составляет 0,02-0,05 МПа (0,2-0,5 кГс/м3 ), образуемая разностью плотностей жидкости в затрубном пространстве (нефть+вода) и трансформаторного масла в система ПЭД. Объем масла в системе составляет 4,5 л.
После сработки масла в камере «А» через клапан 7 начнет поступать пластовая жидкость и происходит её гравитационное разделение: нефть вверху, вода внизу. Вследствие этого, некоторое время нефть блокирует торцовое уплотнение и даже при утечке в полость ПЭД не вызывает его остановку. ПЭД может работать на нефти, хотя диэлектрические свойства её ниже, чем трансформаторного масла и составляет 10-15 кВ. И только после полного замещения нефти пластовой водой возможно попадание её в полость ПЭД через торцовое уплотнение 4. Гидрозащитой «Г» в настоящее время оснащаются все УЭЦН.
1-головка компенсатора; 2-перепускной клапан; 3-диафрагма; 4-защитный кожух
Рисунок 94-Компенсатор
Опыт эксплуатации гидрозащиты показал недостаточную стойкость резины против воздействия пластовой жидкости и потерю эластичности.
Гидрозащита имеет шифр, например: 1Г 51.
Здесь: 1 – номер модификации; Г – гидрозащита; 5 – диаметр обсадной колонны, дюйм; 1 – номер разработки
1-вал; 2-верхнее торцовое уплотнение; 4-нижнее торцовое уплотнение; 5- диафрагма; 6-корпус; 7-обратный клапан.
Рисунок 95-Гидрозащита конструкции «Г»
