АСЧЕТ БУРОВОГО НАСОСА

Выбор типа и числа буровых насосов производится на основании расчётов расхода и гидравлических потерь давления в циркуляционной системе для бурения заданной скважины. Если расчётные данные ниже параметров комплектующего насоса буровой установки, то он пригоден для бурения проектируемой скважины. Если расчетные данные выше, то насос следует подбирать по его параметрам.

Расчет гидравлической мощности насоса см. здесь.

Теоретическая подача поршневого двухцилиндрового насоса двойного действия

(12.150)

плунжерного насоса

(12.151)

В приведенных формулах: F - площадь поперечного сечения поршня (или плунжера), м2; ƒ - площадь сечения штока, м2; n - число двойных ходов (частота вращения коленчатого вала насоса), мин-1; S - ход поршня или плунжера, м; m - число плунжеров.

Действительная (фактическая) подача насоса

Q_ф=Q_m·η₀. (12.152)

где η₀=0,85-0,95 -объемный к.п.д. насоса, учитывающий утечки жидкости через зазоры в уплотнителях клапанов, поршней, штоков, наличие воздуха или газа в скважине и др.

Максимальное усилие, действующее на поршень при сжатии, определяется по формуле:

(12.153)

где k= 1,15-1,2 -коэффициент запаса, учитывающий вероятность превышения давления в случае несработки предохранительного клапана насоса; Р_н(max) - максимальное возможное давление насоса. МПа; F - площадь поршня (м2), при которой развивается максимальное давление; η_уг=0,96-0,98 - коэффициент уплотнения штока и поршня.

Напряжения сжатия в теле штока определяется из уравнения:

(12.154)

где d - диаметр штока.

Запас прочности на сжатие по пределу текучести:

(12.155)

После расчета на сжатие и растяжение штоки бурового насоса рассчитывают на продольную устойчивость по критическим напряжениям. С этой целью определяется гибкость штока:

(12.156)

где l - длина штока; i - радиус инерции сечения штока

(12.157)

где d - диаметр штока, м

Обычно λ≥105. При гибкости λ<105 критическое напряжение (МПа) определяют по следующей формуле:

σ_кр=335-0,62λ, (12.158)

Коэффициент запаса прочности:

(12.159)

который должен быть больше 2.

Диаметр поршней определяются из следующих выражений:

для насоса одностороннего действия

(12.160)

для насоса двухстороннего действия

(12.161)

где η'₀=0,98-0,96 - коэффициент наполнения или объемной подачи для исправного насоса; k - число камер насоса; S - длина хода поршня (задаются на основании существующих конструкций из справочной литературы); n и d вформулах (12.150)и (12.154).

Примем для поршневого насоса двухстороннего действия число камер k=4, формула (12.154) будет иметь вид:

(12.162)

Для трехпоршневых насосов ( при k=3) одностороннего действия

(12.163)

При расчете диаметра плунжера

(12.164)

Расчетное значение D округляют до ближайшего по ряду диаметров плунжеров, после чего уточняют ход плунжера.

В формуле (12.157): z - число цилиндров насоса; η'₀=0,85-0,95 - объемный к.п.д. насоса.

Значения k_s выбирают в зависимости от частоты вращения коренного вала насоса

Скорость движения поршня насоса определяется подачей промывочной жидкости и меняется от нуля (в начале) до максимума (в середине хода). Для сглаживания неравномерности подачи в нагнетательных линиях насосов низкого давления применяют нагнетательные компенсаторы (рис. 12.17).

• Компенсаторы буровых насосов

Для разобщения и соединения рабочей камеры цилиндра поршневого насоса попеременно с всасывающим и напорным трубопроводами служат клапаны.

• Клапаны буровых насосов

8 вопрос

ередвижной насосный агрегат ПНА-2 ( рис. 7.22) предназначен для опорожнения поврежденного участка магистрального нефтепровода и обратной закачки нефти. [1]

Выхлопные трубы передвижных насосных агрегатов, автоцистерны должны быть снабжены глушителями с искрогасителями. [2]

Выхлопные трубы передвижных насосных агрегатов, автоцистерны должны быть снабжены глушителями с искрогасителями. [3]

Гидравлическая схема манометра для гидравлического разрыва пласта.

Прибор монтируется на передвижном насосном агрегате. [4]

Насосная установка УН1 - 630х700Л ( 4АН - 700.

Более подробно конструктивные особенности передвижных насосных агрегатов и установок для закачки технологических жидкостей в эксплуатационные и нагнетательные скважины будут рассмотрены далее. [5]

Изготовляют следующие основные типы передвижных насосных агрегатов. [6]

Подготовленный гель с помощью передвижного насосного агрегата может закачиваться непосредственно в камеру пуска скребка между механическим разделителем и поролоновой пробкой. [7]

Тампон-герметизатор из резинокордной оболочки.| Схема перекрытия трубопровода с помощью тампона-герметизатора из резинокордной оболочки.

К отводу с задвижкой присоединяют передвижной насосный агрегат, который должен располагаться на расстоянии не менее 30 м от ремонтируемого участка трубопровода. [8]

Для временных магистральных нефтепроводов применяются передвижные насосные агрегаты. Каждый агрегат состоит из четырехступенчатого насоса, двигателя внутреннего сгорания мощностью 225 - 335 л. с. и ускорителя с передаточным числом, повышающего число оборотов насоса. [9]

Для закачки нефти в скважиау применяют передвижные насосные агрегаты на тракторном или автомобильном шасси. [10]

В случае необходимости и при наличии передвижных насосных агрегатов ЦА-300 или АН-500 порядок исследования может быть иным: с рабочего режима закачки воды в скважину от КНС можно перейти на новые режимы путем повышения давления нагнетания агрегатами, закачивая последовательно на первой, второй, третьей и более высоких скоростях. В зависимости от поглотительной способности скважины число одновременно работающих агрегатов может быть различным. Для малопродуктивных скважин бывает достаточно одного агрегата. Максимальное давление нагнетания определяется прочностью эксплуатационной колонны. В практике исследований давление закачки не поднимают более 180 am при 168-лш эксплуатационной колонне и 230 am при 127-мм. [11]

Для осуществления промывки водопроводной сети бригады снабжаются передвижным насосным агрегатом, производительность которого может быть легко подсчитана по диаметру трубопровода и требуемой скорости. [1]

Закачка нефти из ям-накопителей в магистральный нефтепровод проводится по временному нефтепроводупередвижными насосными агрегатами типа ПНУ-1М, ПНУ-2 или другими высоконапорными агрегатами. [2]

Для работ, связанных с закачкой в скважины различных жидкостей, применяют передвижные насосные агрегаты, смонтированные на тракторах, автомобилях или автомобильных прицепах. [3]

При реконструкции или усовершенствовании насосного хозяйства на небольших нефтебазах следует широко применять передвижные насосные агрегаты, для которых не требуются дорогостоящие здания насосных. [4]

Для сбора разлитой при аварии нефти и закачки ее в отремонтированный трубопровод разработанпередвижной насосный агрегат ПНА-1. В целях уменьшения загрязнения окружающей среды при транспорте нефти по магистральным нефтепроводам ВНИИСПТнефтью разработаны и рекомендуются следующие надежные устройства. [5]

Схема обвязки устья нагнетательной скважины при совместно-раздельной закачке воды в пласты.

Задвижка 7 служит для сброса воды при промывке разводящего водовода, для подключения передвижных насосных агрегатов во время проведения ГРП, ГПП и других работ на скважине. [6]

После восстановления поврежденного участка трубопровода перекачиваемый продукт из ям-накопителей ( земляного амбара, обвалования или других емкостей) закачивают в отремонтированный или другой параллельно проложенный трубопровод передвижными насосными агрегатами ПНА-1, ПНА-2 или другими высоконапорными агрегатами либо перевозят в специальных емкостях на ближайшую НПС. [7]

В последнее время внутреннюю поверхность трубопроводов от отложений парафина, нефтегрязи и накопившейся в пониженных участках трассы воды очищают перекачиваемой жидкостью, которая движется с повышенной скоростью, создаваемой передвижными насосными агрегатами СА-700, спаренными с центробежными насосами АЯП-150Х600. Скорость перекачиваемой жидкости по расчетам колеблется от 1 до 1 5 м / сек. Так как распределение скоростей по сечению трубопровода подчинено параболическому или логарифмическому закону, то при указанных скоростях образуются взвешивающие силы, обеспечивающие подъем осевших частиц в трубопроводе на среднюю зону потока ( ось трубы) и вынос их потоком из трубопровода. [8]

Из-за отсутствия в достаточном количестве дозировочных насосов, были разработаны и внедрены другие способы ввода реагента в скважины, в частности подача реагента капельницами и периодическая ( один раз в 5 - 7 сут) закачка депрессатора X в затрубное пространство скважин передвижными насосными агрегатами. [9]

В призабойную зону через НКТ передвижным насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ ( до 5 %) т затем закачивают слйбоконцентрироватшый раствор в таком количестве, чтобы все пористое пространство намечаемой зоны обработки было заполнено активным раствором ПАВ. В качестве растворителя обычно используется нефть. [10]

При промывке устье скважины оборудуют специальной арматурой. Для закачки жидкости используют стационарные или передвижные насосные агрегаты. [11]

Технология обработки призабойной зоны скважины поверхностно-активными веществами аналогична технологии солянокислот-ной обработки. В призабойную зону через насосно-компрессорные трубыпередвижным насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, вслед за которым закачивают слабоконцентрированный раствор в таком количестве, чтобы все норовое пространство намечаемой зоны обработки было заполнено активным раствором ПАВ. В качестве растворителя обычно берется нефть. [12]

При проведении промывки устье скважины обвязывают специальной арматурой. Для промывки скважин применяют стационарные буровые насосы или передвижные насосные агрегаты. [13]

Технологическая схема последовательной ( а и одновременно-раздельной ( б закачки алюмохлорида и щелочного реагента в пла

Как видно из рис. 11.9, а, для алюмохлорида со ЩСПК принята типичная схема транспортирования химически активных реагентов с применением разделительной жидкости - воды. При этом дозировка их осуществляется с использованием мерных емкостей передвижных насосных агрегатов. Второй схемой ( рис. 11.9, б ] предусматривается одновременно раздельная закачка компонентов системы по разным каналам и смешение их в призабойной зоне пласта. [1]

В местах расположения опрессовочных агрегатов должно быть предусмотрено размещение запасов воды в котлованах при передвижных емкостях. Заполнение трубопровода водой целесообразно предусматривать рабочими насосными агрегатами головной или промежуточной НПС или передвижными насосными агрегатами высокой производительности. Для уменьшения смесеобразования на границах контакта воды с нефтью ( нефтепродуктом) применяются механические или гелеобразные разделители. [2]

В местах расположения опрессовочных агрегатов должно быть предусмотрено размещение запасов воды в котлованах или передвижных емкостях. Заполнение трубопровода водой целесообразно предусматривать рабочими насосными агрегатами головной или промежуточной НС или передвижными насосными агрегатами высокой производительности. [3]

Затем закачку воды прекращают и измеряют пластовое давление в зоне расположения скважины. Для изучения поглотительной способности пластов при давлениях закачки, больше давления, создаваемого КНС, используют передвижные насосные агрегаты. [4]

Из сказанного выше следует, что условия труда операторов по ремонту скважин не в полной мере согласуются в настоящее время с основными эргономическими требованиями. Необходимо, например, значительно улучшить освещенность рабочих мест, панелей и пультов управления, на передвижных насосных агрегатахсоздать звукоизолированные кабины, предусмотреть эффективное шумоглушение дизеля. На дизельных тракторах-подъемниках и других установках такого типа предусмотреть шумопоглощение на выхлопе двигателей, звукоизоляцию кабин ( агрегат 4АН - 700), амортизацию рабочих сидений ( тракториста и моториста), сопряжение шестерен и балансировку вала на лебедке. [5]

Схема установки по закачиванию ПАА ПАВ. I - насосный блок. 1 - автомобильные компрессоры. 2 - установка осушки воздуха. 3 - рессивер. 4 - блок автоматики. 5 - щит. 6 - отсекатель. 7 - тор. 8 - клапан. 9 - канализационная емкость. 10 - ЦНС 38 / 44. 11 - НД 16 / 63. 12 - УДП-0075. 13 - ФГ 20 / 30. II - теплоизолированная емкость 20 м3 НПАВ. 14 - мас-лонаполненный тэн-обогреватель. 15 - щит 20 м3 емкости. 16 - терморегулятор. III - блок гребенок ПАА НПАВ. IV - шурф УЭЦНМ - 250 - 1700.

Неонола АФ-12 типа СНО-ЗБ с массовой долей около 10 %; при закачивании реагента в отдельные скважины водный раствор готовят непосредственно у скважины в емкости. Перемешивание раствора до однородной массы ( 0 5 - 1 0 час) и его закачивание осуществляют передвижным насосным агрегатом ЦА-320; при закачивании НПАВ во все нагнетательные скважины одновременно реагент из емкости подается дозировочным насосом типа НД в водовод на прием насосов КНС ( УЭЦН), где происходит его перемешивание и растворение из расчета около 100 кг на 1 м3 закачиваемой воды; необходимое количество 10 % - ного раствора НПАВ на основании исследований составляет 10 т на 1 м нефтенасыщенной толщины; после закачивания НПАВ систематически по каждой скважине замеряют расход воды и профили приемистости, проводят необходимые гидродинамические и геофизические исследования. [6]

Для ликвидации последствий аварий на нефтепродук-топроводах прежде всего от магистрали отключают поврежденный участок трубопровода. Затем устраивают обвалование и котлован для предупреждения разлива нефти или нефтепродукта, собирают разлившийся продукт и закачивают его передвижными насосными агрегатами обратно в трубопровод или в емкость. [7]

Пуск газлифтной скважины сводится к удалению из нее жидкости и установлению заданного режима работы. При этом используют известные приемы освоения скважин, например замену жидкости глушения на нефть с последующим продавливанием столба жидкости в скважине газом, для чего необходимы передвижные насосные агрегаты, емкости запаса сырой нефти. [8]

При наличии нефти и нефтепродукта в отсеках или центральной части понтона они должны быть слиты в резервуар, после чего резервуар необходимо опорожнить, пропарить и очистить для выполнения работ внутри него. В зависимости от объема сливаемой нефти или нефтепродукта и наличия необходимого оборудования слив нефтепродукта из отсеков или центральной части понтона может проводиться сифонами ( шлангами),передвижными насосными агрегатами или с использованием эжекторов типа ЭВ-200 и Г-600. Используемые передвижные насосные агрегаты должны устанавливаться вне резервуара и иметь взрывозащищенное исполнение. Работы, связанные с установкой и обслуживанием сифонов ( шлангов), эжекторов и насосных агрегатов, необходимо выполнять в соответствии с требованиями техники безопасности и настоящих Правил. [9]

При наличии нефти и нефтепродукта в отсеках или центральной части понтона они должны быть слиты в резервуар, после чего резервуар необходимо опорожнить, пропарить и очистить для выполнения работ внутри него. В зависимости от объема сливаемой нефти или нефтепродукта и наличия необходимого оборудования слив нефтепродукта из отсеков или центральной части понтона может проводиться сифонами ( шлангами), передвижными насосными агрегатами или с использованием эжекторов типа ЭВ-200 и Г-600. Используемые передвижные насосные агрегаты должны устанавливаться вне резервуара и иметь взрывозащищенное исполнение. Работы, связанные с установкой и обслуживанием сифонов ( шлангов), эжекторов и насосных агрегатов, необходимо выполнять в соответствии с требованиями техники безопасности и настоящих Правил. [10]

Резервуар, предназначенный для очистки и ремонта, предварительно освобождают от жидкости. При этом существенные трудности на практике встречает освобождение от мертвого остатка. Его нередко удаляют с помощью передвижных насосных агрегатов через вскрытые люки-лазы. При выполнении таких работ неоднократно происходили пожары и взрывы. [11]

После установки камеры нефть поднимается из поврежденного трубопровода и вытесняет воду, частично заполняет ее, затем нефть или водонефтяная смесь из камеры поднимается по рукаву в воронку, откуда откачивается в специальный резервуар. Если повреждение трубопровода находится в непосредственной близости от берега, то откачку нефти можно вести непосредственно на берег без использования плавучей воронки. Для откачивания нефти из воронки используются нефтесборщик или передвижные насосные агрегаты типа ЦА, ПА8 - 80 и др. Из берегового резервуара водонефтяная смесь откачивается с помощью передвижного насосного агрегата ПНА-1 или другими. [12]

В 1987 г. на бобриковской залежи осуществлено широкомасштабное применение технологии разовой закачки высококонцентрированных ( 8 - 10 %) растворов ПАВ. Метод разработан в ТатНИПИнефти. Раствор готовится непосредственно на устье скважин с применением передвижных насосных агрегатов с разной производительностью. [13]

При эксплуатации горячих трубопроводов возможны, их аварийные остановки. Тогда вязкий нефтепродукт вытесняется в земляные амбары, расположенные через каждые 20 - 25 км вдоль трассы трубопровода. После устранения причин аварии нефть из земляных амбаров должна закачиваться в трубопровод с помощьюпередвижных насосных агрегатов высокого давления. Однако при длительном хранении нефть успевает остыть и теряет текучесть. Откачка ее насосами в этом случае невозможна. Для обеспечения откачки высокопарафинистой нефти применяют различные способы. [14]

После установки камеры нефть поднимается из поврежденного трубопровода и вытесняет воду, частично заполняет ее, затем нефть или водонефтяная смесь из камеры поднимается по рукаву в воронку, откуда откачивается в специальный резервуар. Если повреждение трубопровода находится в непосредственной близости от берега, то откачку нефти можно вести непосредственно на берег без использования плавучей воронки. Для откачивания нефти из воронки используются нефтесборщик или передвижные насосные агрегаты типа ЦА, ПА8 - 80 и др. Из берегового резервуара водонефтяная смесь откачивается с помощьюпередвижного насосного агрегата ПНА-1 или другими. [1]

При тепловом методе очистки подъемных труб от парафина s межтрубное пространство без остановки скважины закачивают пар или горячие углеводороды. Пар закачивают с применением специальной паровой передвижной установки ( ППУ), смонтированной на шаеся автомашины. Эту установку используют также для нагрева нефти и конденсата. Закачку горячей нефтн или конденсата проводятпередвижными насосными агрегатами. Расплавленный парафин выносится потоком нефти на поверхность. При этом происходит расплавление парафина и в выкидных линиях. [2]

Если нефть выходит из нефтепровода самотеком в большом объеме, то ее откачивают насосом из ремонтного котлована в котлован для нефти. В случае, когда нефть слабо выходит из трубы или совсем не выходит, в трубопроводе вырезают окна и через них производят откачку нефти насосами. После окончания ремонта собранную нефть обратно закачивают в трубопровод. К таким установкам относятсяпередвижные насосные агрегаты ПНА-1 и ПНА-2. Агрегат ПНА-2 имеет по сравнению с ПНА-1 большую подачу как на режиме опорожнения, так и на режиме закачки, благодаря чему сокращается время простоя нефтепровода. [3]