601

Расчетная часть-Расчет Вставного штангового плунжерного насоса НСВ - 1М-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 176712
Дата закачки: 16 Января 2017
Продавец: lesha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ******* Не известно

Описание:
Расчетная часть-Расчет Вставного штангового плунжерного насоса НСВ - 1М: Выбор и расчет основных конструктивных и кинематических параметров роторно-вихревого погружного насоса, Расчет и конструирование скважинной штанговой насосной установки, Максимально допустимая нагрузка в точке подвеса штанг, Число двойных ходов точки подвеса штанг, Расчет на прочность и долговечность основных элементов вставного штангового плунжерного насоса, Расчёт клапана, Расчёт на прочность корпуса клапана-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа


Комментарии: 2 Специальный раздел
2.1 Выбор и расчет основных конструктивных и кинематических параметров роторно-вихревого погружного насоса
К основным конструктивным параметрам относят габаритные размеры насоса, диаметр и высоту.
Исходные данные:
1. Плотность, кг/м3:
- воды - 1030
- сепарированной нефти – 850
- газа в нормальных условиях - 1
2. Эффективная вязкость смеси, м2/с∙10-5 –4,8
3.  Планируемый дебит скважины, м3/сутки –45
4.  Обводненность продукции пласта, доли единицы –0,5
5.  Газовый фактор, м3/ м3 –42
6.  Объемный коэффициент нефти, ед. – 1,23
7.  Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м –2500
8.  Пластовое давление МПа –14,2
9.  Давление насыщения, МПа –8,5
10.  Пластовая температура и температурный градиент, ºС –50(0,02)
11.  Коэффициент продуктивности, м3/ МПа –21
12.  Буферное (затрубное) давление, МПа – 1,1(1,1)
13.  Содержание механических примесей, мг/л –110
14.  Содержание сероводорода и углекислого газа –0
15.  Размеры обсадной колонны, мм –130
16.  Текущее объемное газосодержание –0,18

2.3 Подбор оборудования и выбор узлов насосной
роторно-вихревой установки
1. Определяется плотность смеси:
 
Pсм =[1030 0.5+850(1-0.5)](1-0.18) +1 0.18=771 кг/м3
где: ρн — плотность сепарированной нефти, кг/м3; ρв — плотность пластовой воды, кг/м3; ρг — плотность газа в стандартных условиях, кг/м3; Г — текущее объемное газосодержание; b — обводненность пластовой жидкости.
2. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
        
где: Рпл — пластовое давление, МПа; Q — заданный дебит скважины, м3/сут; Кпрод — коэффициент продуктивности скважины м3/МПа.
Pзаб=14,2- =8,8 МПа
3. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
       
Ндин=2500-8,8 106/(771 9,8)=1300 м
4. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например — Г = 0,15):
        
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Р нас — давление насыщения МПа.
P пр = (1-0,18)8,5=6,97 МПа.
5. Определяется глубина подвески насоса:
       
L=1300+ (6, 97 106) / (771 9,8 ) = 1570 м
6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

где: Тпл — пластовая температура, °С; Gт — температурный градиент °С/1м.
T=50-(2250-2007) 0,02=45,14 С 
7. Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
   
где: В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b - объемная обводненность продукции; Рпр — давление на входе в насос, МПа; Рнас - давление насыщения, МПа.
B*=0.5+(1-0.5)[1+(1.23-1) ]=1,15
8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:
         
Qпр=45 1,15=50 м3/сутки
9. Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:        
где: G — газовый фактор м3/м3.
G=42[1-(6,97/8,5)]=7,56
10. Определяется газосодержание на входе в насос:
     
βвх = 1/[((1+6,97/85) /1,15) /7,56+1]=0,77
11. Вычисляется расход газа на входе в насос:
       
Qг.пр.с = =150 м3/сутки=0,001 м3/с
12. Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
         
где: fскв — площадь сечения скважины на приеме насоса, м2.
fскв = π·d2/4,
где: d — диаметр обсадной колонны, м.
       

где ρи — плотность сепарированной нефти, кг/м3; ρв — плотность пластовой воды; ρг — плотность газа в стандартных условиях; Г — текущее объемное газосодержание; b — обводненность пластовой жидкости.
 ρсм = [1010·0,8+900·(1-0,8]·(1-0,5)+1.1·0,5=898 кг/м3
Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
        
где Рпл — пластовое давление, МПа; Q — заданный дебит скважины, м3/сут; Кпрод — коэффициент продуктивности скважины, м3/МПа.
Рзаб = 18-56/4=4 МПа=4·106 Па.
Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
       
где: Lскв — глубина расположения пласта, м.
Ндин = 2550-4·106/898·9,8=1868 м.
Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например — Г = 0,15):
        
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Рнас — давление насыщения, МПа.
Рпр = (1-0,5)·4=2 МПа=2·106 Па.
Определяется глубина подвески насоса:
       
L =1868+2·106/898·9,8=2100 м.
Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:
       
где Тпл — пластовая температура, °С; Gт — температурный градиент, °С/1м.
Т = 75-(2550-2100)·0,02=66 °С.
Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
     
где В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b - объемная обводненность продукции; Рпр — давление на входе в насос,МПа; Рнас - давление насыщения,МПа.
В*=0.8+(1-0.8)[1+(1.18-1)√0.5/8]=1,013
Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:
         
Qпр = 55·1,013=55.5 м3/сут.
Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:
       
где G — газовый фактор, м3/м3.
Gпр = 10·[1-(0.5/8)]=9,3 м3/м3.
Определяется газосодержание на входе в насос:
      
βвх = 1/[((1+0.5/6,4)/1.013)/9,3+1]=0,1
Определяется работа газа на участке «забой — прием насоса»:
       
Рг1 = 8[[1/(1-0,4·0,1)]-1]=0,5 МПа .
Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса — устье скважины»:
       
Рг2 = 8[[1/(1-0,4·0,27)]-1]=0,97 МПа.
На основании вычисленных: дебита жидкости, количества свободного газа на входе в насос по каталогу [3] выбираю насос типа НСВ-1
2.3 Основные положения технического задания на штанговый плунжерный насос

1.Наименование и область применения.
1.1 Наименование изделия и его шифр. Вставной штанговый плунжерный насос НСВ-1М
1.2 Назначение и область применения. Вставной штанговый плунжерный насос НСВ-1М предназначен для подъёма пластовой жидкости с глубины до 1700м., плотностью от 800 до 1100 кг/м3, содержанием механических примесей до 30 г/л.
1.3 Возможность использования изделия для постановки на экспорт. Вставной штанговый плунжерный насос НСВ-1М может поставляться на экспорт самостоятельно при наличии патентной чистоты установки по стране поставок.
2.Основания для разработки.
2.1 Организация, утвердившая документ.
Кафедра НГМО в лице заведующего кафедрой Сысоева Н.И.
2.2 Тема, этап отраслевого и тематического плана, в рамках которого будет выполняться данная работа.
Дипломный проект.
3.Цель и назначение разработки.
3.1 Заменяемое старое, или создание нового.
Разрабатывается конструкция вставного штангового плунжерного насоса НСВ-1 – НСВ1-1М
3.2 Ориентировочная потребность по годам с начала серийного производства – выпуск по заказам предприятий.
3.3 Источник финансирования – предприятия-заказчики.
3.4 Количество и сроки изготовления – опытный образец до 29 декабря 2009г.
3.5 Предлагаемые исполнители. Михайлов В.В, ИТР и УВП - кафедры НГМО ЮРГТУ (НПИ).
4.Источники разработки.
4.1 Протоколы лабораторных испытаний.
Отсутствуют.
4.2 Конструктивные проработки.
А.С 1078128. Кл. F. 04 B 47/02. Скважинный штанговый насос. Бюллетень №9 от 07.03.84г.
4.3 Перечень других источников.
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов И.С. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. – М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002.-824 с.
Протасов В.Н., Султанов В.З., Кривенков С.В. Эксплуатация оборудования для бурения скважин и нефтегазодобычи. Учебник для вузов – М.; ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. – 691с.
5.Технические требования.
5.1 Стандарты и нормативно-техническая документация.
Технические условия на скважинные установки ТУ 26-06-1464-86,
технические требования на штанговые плунжерные насосы ТУ 16-652.016-85.
5.2 Состав изделия, требования к изделию.
Вставной штанговый плунжерный насос НСВ-1М приводится в действие с помощью поверхностного оборудования.
В его состав входят балансирный станок качалка, устьевое оборудование, устьевой сальник и штанговращатель.
Скважинная насосная установка размещается в колонне насосно – компрессорных труб, диаметром 73 мм и состоит из вставного плунжерного насоса и колонны насосных штанг диаметром 22 мм. Штанговый плунжерный насос НСВ-1М состоит из толстостенного цилиндра, внутрь которого вставлен плунжер. В корпусе плунжера просверлены отверстия, через которые будет осуществляться смазка плунжера и цилиндра, и удаление механических примесей, попавших в пространство между ними. На обоих концах плунжера установлены нагнетательные клапаны. В основании насоса расположен модернизированный всасывающий клапан, соединённый с цилиндром насоса через удлинительную муфту. Плунжер насоса крепится к штоку через специальный клапан. Для фиксации насоса в колонне НКТ в верхней части, имеется замковая опора. Над замковой опорой установлен шпиндель анкерный и направляющая штока.
5.3 Требования к показателям назначения, надежности и ремонтопригодности.
Основные технические параметры вставного штангового плунжерного насоса НСВ-М1, определяющие его целевое использование и применение изложены в п. 1.2. и 5.2. данного технического задания. Вставной штанговый плунжерный насос НСВ-1М должен удовлетворять следующим требованиям:
-обеспечивать подачу не менее 56м3/сут;
-использоваться для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости механических примесей 5-7мг/л;
-величина спуска насоса в скважину не более 2300 м;
-насос должен обеспечивать откачку пластовой жидкости с плотностью до 960 кг/м3.
5.4 Требования к унификации.
При разработке конструкции штангового плунжерного насоса НСВ-1М необходимо стремиться к максимальной унификации с конструкциями серийного производства НСВ-1.
5.5 Требования к безопасности.
Эксплуатацию штанговой скважинной насосной установки необходимо выполнять в соответствии с Правилами безопасности в нефтегазовой отрасли, правилами технической эксплуатации электроустановок, правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.
5.6 Эргономические показатели должны обеспечивать максимальную эффективность, безопасность и комфортность труда.
5.7 Требования к патентной чистоте.
Штанговый плунжерный насос НСВ-1М должен обладать патентной чистотой по странам СНГ, бывшим СЭВ, США, Англии, Франции, Японии, Германии.
5.8 Требования к номенклатуре изделия.
Цилиндр насоса НСВ-1М изготавливается из легированной стали, плунжер из конструкционной стали 45.
5.9 Требования к эксплуатации.
Насос НСВ-1М должен применяться в составе СШНУ с балансирными станками качалками в условиях указанным в п. 1.2. настоящего ТЗ.
6.Экономические показатели.
Ориентировочный экономический эффект от применения насоса НСВ-1М в данном проекте не рассчитывается.
6.1 Срок окупаемости затрат насоса НСВ-1М – в данном проекте не подсчитывается.
6.2  Цена насоса НСВ-1М не рассчитывается.
6.3  Предполагаемая годовая потребность по заказам предприятия.
7.Стадии и этапы разработки.
7.1 Разработка конструкторской документации для изготовления опытной партии насосов НСВ-1М.
7.2 Изготовление и предварительные испытания опытной партии насосов НСВ-1М.
7.3 Приёмочные испытания опытной партии насосов НСВ-1М.
7.4 Корректировка конструкторской документации на установочную серию.
7.5 Изготовление установочной серии насосов НСВ-1М.
2.4 Анализ конструкций клапанов

Рисунок 2.1 – Клапан конструкции ТОО «Олта»
На рисунке 2.1 показан шариковый клапан глубинного насоса.
Он состоит из корпуса 1 с расточкой 2, которая заканчивается фаской 3. Внутри корпуса 1 установлено седло 4 с гнёздами 5, выполненными на верхнем торце седла, шарика 6 и направляющего устройства 7, изготовленного из проволоки в виде, по меньшей мере, одной полурамки, которая своими заплечиками упирается в фаску 3 расточки 2, а концами установлена в гнёздах 5 седла 4, и всё это в сборе закреплено наконечником 8. Значительно уменьшается гидравлическое сопротивление откачиваемой жидкости при протекании из подклапанной в надклапанную полость.
Шариковый клапан работает следующим образом.
При соответствующем ходе плунжера глубинного насоса клапан открывается, и откачиваемая жидкость перетекает из подклапанной полости 9 в надклапанную полость 10, при этом шарик 6 потоком откачиваемой жидкости поднимается вверх до соприкосновения с заплечиками 11 рамки 7, амортизируя нагрузки, действующие на шарик. Жидкость протекает через зазор, образованный поверхностями шарика 6 и проточки 2, при этом, без особого сопротивления обтекает рёбра направляющего устройства, выполненные из проволоки круглого сечения.
При обратном ходе плунжера шарик 6, центрируясь по направляющему устройству, садится на уплотнительный поясок седла 4, прижимается надклапанным столбом откачиваемой жидкости, закрывает клапан.
Основными недостатками шариковых клапанов являются:
1) технология изготовления шарика имеет многоступенчатое исполнение, износостойкость шариков достигается за счёт применения специальных материалов и термообработки, что исключает возможность их производства в условиях АНК «Башнефть» и вызывает необходимость заказа со стороны, по ценам заводов – изготовителей, являющихся монополистами в данной отрасли;
2) надёжность шарикового клапанного узла полностью не обеспечивается, так как герметизирующее контактное касание подчиняется линейному принципу;
3) при откачке высоковязких нефтей использование серийных шариковых клапанов существенно снижает коэффициент наполнения насоса.
Клапан, разработанный Е. В. Костыченко, позволил увеличить средний срок службы глубинных насосов.
Конструктор этого клапана исходил из двух важных предпосылок:
а) существует оптимальная форма активной грани седла клапана;
б) в процессе работы клапана шарик стремится отклониться от вертикали
Характерные особенности клапана Е. В. Костыченко (рисунок 2.3) следующие:
1) активная грань седла клапана углублённая, коническая, с углом наклона к центру 65°;
2) контакт между шариком и седлом соответствует углу 115°;
3) твёрдость седла клапана на 40-45% меньше, чем шарика;
4) наружная поверхность седла коническая с углом к центру 10°;
5) седло клапана притёрто с соответствующим шариком путём шлифовки; шарик удерживается в рабочем положении давлением столба жидкости;
6) ограничитель хода клапана заставляет шарик вращаться; при этом улучшается притирка шарика с гранями седла, так как при каждом ходе поверхность шарика с седлом меняется;
7) окна для выхода жидкости из клетки клапана находятся выше ограничителя хода, что способствует сокращению износа грани седла;
8) корпус клапана имеет увеличенный внутренний диаметр; благодаря этому шарик поднимается на меньшую высоту над седлом и сила удара при посадке его о грань седла снижается

Рисунок 2.2 Клапан Костыченко
В коррозионной среде применяются также клапаны из бакелита.
Отдельные исследователи считают, что можно продлить срок службы клапана, если покрыть резиной шарик или седло.
Клапан всасывающий
В серийных насосах применяются шариковые клапаны как всасывающие, так и нагнетательные. Ввиду их кажущейся простоты и надёжности они не изменились конструктивно за многие годы эксплуатации, несмотря на низкий коэффициент наполнения, не превышающий 0.5 во многих нефтяных регионах.
Увеличение коэффициента наполнения СШН возможно при модернизации клапанных узлов. Для этого необходимо исключить применение сферической формы клапана, так как шариковый запорный элемент обеспечивает герметичность полости по линейному принципу касания сферы с посадочным конусом седла. Малейшее изменение формы шара из-за износа и коррозии нарушает герметичность клапана.
Усовершенствованный клапан используется в штанговых насосах вставного исполнения.
Клапан рекомендуется для предотвращения отказа насоса, в результате срыва узла всасывающего клапана потоком откачиваемой жидкости или из-за непреднамеренного его захвата плунжером.
Благодаря новой конструкции клапан уменьшает износ тарели, что приводит увеличение срока службы насоса без подъема на поверхность для ремонта.
Область применения клапана:
1) откачка слабо вязких жидкостей из скважин;
2) откачка жидкостей из скважин, где свободный газ резко снижает коэффициент наполнения насоса, в результате чего приходится эксплуатировать насосы с большими погружениями под динамический уровень;
3) эксплуатация скважин с высоким коэффициентом продуктивности, в которых уменьшение погружения насоса, находящегося на предельной глубине, способно привести к существенному увеличению притока жидкости к забою;
4) эксплуатация скважины, где наблюдается подброс посадочного конуса со срывом его из седла;
5) в скважине, где отложения АСП и солей быстро забивают проточные каналы клапанов насосов.
Всасывающий клапан состоит из корпуса 1 и седла 3 с осевым цилиндрическим отверстием для прохода жидкости. В полости корпуса 1 установлена с возможностью осевого перемещения и контакта с упорной поверхностью корпуса 1 и седлом 3 тарель 4 с центратором 7. На наружной цилиндрической поверхности центратора 7 выполнены выступы в виде лопастей, расположенные под углом к образующей цилиндрической поверхности. Тарель 4 при закрытом положении клапана сопряжена с цилиндрической поверхностью отверстия седла 3 и снабжена в зоне сопряжения кольцом 5 и втулкой 6.









Рисунок 2.3 – Клапан всасывающий
Промысловые испытания универсальных клапанов показали их высокую эффективность на первых этапах эксплуатации, так как при их применении, как правило, увеличивается срок службы погружного насоса. Следовательно, без капитальных затрат удается получить в идентичных условиях дополнительное количество нефти по сравнению с серийными насосами того же типоразмера.
При более длительной эксплуатации универсальных клапанов с резиновыми герметизирующими кольцами было установлено, что их ресурс оказался недостаточным. Особенно часто выходили из строя резиновые герметизирующие кольца при откачке высокосернистых нефтей при наличии сероводорода. В этих случаях резина теряла свою эластичность и разрушалась под действием подвижной втулки, распирающей герметизирующий элемент. Поэтому было принято решение для изготовления герметизирующего кольца использовать полиуретан, широко применяемый в различных областях промьппленности и обладающий повышенной устойчивостью к сероводороду.
В качестве прототипа для модернизации плунжерного насоса принимаю конструкцию клапана представленную на рисунке 2.3.

2.4 Расчет и конструирование скважинной штанговой насосной установки
2.4.1 Максимально допустимая нагрузка в точке подвеса штанг
PMAX = PСТ + РДИН ;
РСТ = РЖ + РШТ ;


РДИН =М  IМАХ =68201,82=12412,4 Н;
М = РШТ /g = 66800/9,8 = 6820кг;
IМАХ = ½  S  w2  (1 - r / l) =1/22,71,472(1-1,2/3,2)=1,82;
;
РМАХ =45+38+12,4=95,4кН.

2.4.2 Число двойных ходов точки подвеса штанг
Теоретическая производительность
QСУТ = 26 м3/сут.
ТСМ = 8 час. КЭ = 0,6 - 0,7
n = 3 смены
;
QТЕОР = 58 м3/сут;
Vx =lх ∙ SП , где
Vц - объем цилиндра;
SП - площадь поперечного сечения цилиндра
lх – длина хода устьевого штока

где d – внутренний диаметр плунжера = 0,027 м.

Vx =2,4 ∙0,21=0,52 м3
пДВ.Х. = QТЕОР. / VЕД.Х. = 9,2/0,52 = 10 качаний в минуту




2.4.3 Выбор привода штангового насоса

Рисунок 2.4 - Типовой станок-качалка по ГОСТ5866-66
По максимальной нагрузке в точке подвеса штанг и длине хода устьевого штока выбираю станок качалку СКН10-3012.
Максимальная нагрузка на головку балансира, кН – 100
Длина хода полированного штока 2,4 м,
Число качаний балансира в минуту 6-12
Максимальный крутящий момент на ведомом валу редуктора, кНм – 57
Длина переднего плеча балансира, мм - 4500

Длина заднего плеча балансира, мм - 3500
Длина шатуна, мм –4080
Наибольший радиус кривошипа, мм – 1150
Габаритные размеры, мм:
Длина – 11430
Ширина – 7110
Высота – 7110.

2.5 Расчет на прочность и долговечность основных элементов вставного штангового плунжерного насоса
Выполним расчет на прочность резьбового соединения плунжера вставного штангового насоса с полированным штоком, данное соединение является, на мой взгляд, наиболее ответственным.
Резьбы крепёжный и крепёжно - уплотнительные проверяют на срез [1]:



где: τсрШТ и τсрКЛ – соответственно напряжение среза резьбы штока и клапана, Q∑ - осевое усилие, воспринимаемое резьбой, d1 – внутренний диаметр резьбы штока [2], D – наружный диаметр резьбы клапана [2], kп – коэффициент полноты резьбы: kп=0,87 для метрической, kп=0,65 для трапецеидальной, kп=0,5 для прямоугольной, Н – высота резьбы, [τ]срШТ и [τ]срКЛ –соответственно допускаемое напряжение на срез штока и клапана, .
Q∑ - определяется весом насосных штанг РШТ., и весом «столба» вытесняемой пластовой жидкости РЖ, что в сумме составит 129,7 кН.
Выбираем Сталь 40Х для штока, σт =750 МПа;
Выбираем Сталь 45 для клапана, σт =700 Мпа
;
;
условие выполняется.
условие выполняется.
2.5.1 Расчёт клапана
Расчёт рабочих параметров клапана
Расход жидкости через клапан
,
где - переменная площадь проходного сечения;
d и h – диаметр отверстия седла клапана и подъём затвора;
- коэффициент расхода;
кг/м³ - плотность добываемой жидкости;
МПа – перепад давления на клапане.
Поскольку течение жидкости через клапан носит обычно турбулентный характер, значение коэффициента расхода можно принять при распространённых режимах постоянным и равным .
м².
м³/с.
Максимальная скорость движения продукции в отверстии седла клапана с учётом неравномерности движения плунжера равна:
м/с
Число Рейнольдса равно:

где - кинематическая вязкость жидкости, м²/с.
Потери давления в клапанном узле при всасывании определяются по формуле:
,
где - плотность дегазированной жидкости,
- коэффициент расхода клапана, определяемый в зависимости от конструкции клапанного узла насоса и числа Рейнольдса.
где B´ - объёмная обводнённость нефти, доли единицы;
Среднее значение для основных типов насосов составляет 0.3 - 0.4.
Па

2.5.2 Расчёт на прочность корпуса клапана
Толщина стенки корпуса:

где - наружный диаметр корпуса;
- внутренний диаметр корпуса.
мм
Площадь кольцевого сечения корпуса:
м².
Допускаемое напряжение:
[ ]=1100 МПа.
Допускаемая сила:
МН.
Действующая сила


Для заданных исходных данных мною был произведён выбор и расчёт электромеханического оборудования, основных геометрических размеров СК. Расчёты на прочность и долговечность основных элементов подтвердили правильность выбора.
2.6 Описание конструкции устройства

Рисунок 2.5 - Вставной модернизированный штанговый плунжерный насос НСВ - 1М
Вставной модернизированный штанговый плунжерный насос НСВ - 1М имеет три основных узла: плунжер 14, цилиндр 9, замковая опора 5. Плунжер насоса имеет особую конструкцию. В его корпусе просверлены отверстия, через которые будет осуществляться смазка плунжера и цилиндра, что уменьшает коэффициент трения и вследствие чего уменьшается износ плунжера и корпуса насоса, и удаление механических примесей, попавших в пространство между ними. На обоих концах плунжера установлены нагнетательные клапаны 12 и 16. В основании насоса расположен модернизированный всасывающий клапан 19, соединённый с цилиндром насоса через удлинительную муфту. Плунжер подвешен к колонне штанг с помощью штока 3, верхний конец которого имеет резьбу для соединения со штангой посредством переходника штока 1. Цилиндр насоса толстостенный. К его верхнему концу через удлинительную муфту 8 и переходник 7 прикручивается анкерный шпиндель 4. На него накручивается, и фиксируется с помощью контргайки замковая опора 5, которая служит для крепления насоса в колонне НКТ. Выход пластовой жидкости из насоса осуществляется с помощью направляющей штока 3, прикрученной к шпинделю анкерному.
Насос работает следующим образом.
При движении плунжера 14 вверх нижний всасывающий клапан 17 под давлением жидкости снизу открывается, и жидкость поступает в цилиндр 9 насоса. В это время нагнетательные клапаны 12 и 16 закрыты, так как на них действует давление столба жидкости, находящейся в НКТ.
При движении плунжера 14 вниз нижний всасывающий клапан под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательные клапаны 12 и 16 открываются и жидкость из цилиндра поступает в НКТ.
Таким образом, при ходе плунжера вверх одновременно происходит всасывание жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в НКТ, а при ходе вниз – вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб.
Модернизированный клапан работает следующим образом.
Клапан жёстко крепится к цилиндру насоса, опускается в скважину, и насос пускается в работу. Крайнее верхнее положение тарели 4 (клапан открыт) и крайнее нижнее положение тарели 4 (клапан закрыт) ограничивается соответствующими упорными поверхностями корпуса 1 и седла 3. В момент закрытия клапана вначале тарель 4 входит в соприкосновение с внутренней поверхностью седла 3, происходит первоначальная герметизация зоны всасывания от зоны нагнетания. За счёт перепада давления тарель 4 движется вниз до упора центратора 7 на упорную поверхность седла 3. При этом в момент движения тарели 4 вниз, кольцо 5 утоплено в канавке, образованной тарелью 4 и втулкой 6, и не контактирует с седлом 3. По мере роста давления в зоне нагнетания и роста утечек втулка 6 начинает давить на кольцо 5 и, распирая его, прижимает к седлу 3, чем предотвращаются утечки через клапан. Таким образом, кольцо входит в контакт с седлом 3 лишь в неподвижном состоянии тарели 4, чем предотвращается интенсивный износ кольца 5.
В момент всасывания при движении жидкости в корпусе 1, когда она проходит между выступами центратора 7, на центраторе возникает вращательный момент.
В результате тарель 4 проворачивается на определённый угол. Таким образом, точки взаимного соприкосновения тарели 4 и седла 3 последовательно меняются. Это важно в тех случаях, когда скважинный насос работает в наклонных скважинах, т. е. происходит интенсивный износ только одной из сторон тарели 4. Путём же последовательного поворота тарели 4 на некоторый угол износ тарели 4 осуществляется равномерно по всей поверхности, чем обеспечивается более высокая надё

Размер файла: 433 Кбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 1         Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.