Станок-качалка СКДТ8-3-4000-Штанговая скважинная насосная установка ШСНУ с усовершенствованием клапана плунжерного насоса вставного 30-225-RHBM-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Курсовая работа

Станок-качалка СКДТ8-3-4000-Штанговая скважинная насосная установка ШСНУ с усовершенствованием клапана плунжерного насоса вставного 30-225-RHBM-Текст пояснительной записки выполнен на Украинском языке вы можете легко его перевести на русский язык через Яндекс Переводчик ссылка на него https://translate.yandex.ru/?lang=uk-ru или с помощью любой другой программы для перевода-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Курсовая работа
ШСНУ с усовершенствованием клапана плунжерного насоса

СОДЕРЖАНИЕ
ВСТУПЛЕНИЕ

1 ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБЗОР
1.1 Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами
1.2 Наземное оборудование скважин эксплуатируемых ШСН
1.2.1 Фонтанна арматура
1.2.2 Обвязка устья скважины
1.2.3 Станок-качалка
1.3 Подземное оборудование
1.3.1 Насосно-компрессорные трубы
1.3.2 Насосные штанги
1.3.3 Глубинные насосы
1.3.4 Защитные устройства

2 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2.1 Подбор основного оборудования
2.2 Описание технологического оборудования

3 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

4 ОПИСАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРЕДЛОЖЕНИЯ

5 РАСЧЕТЫ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
5.1 Расчет ступенчатых колонн насосных штанг
5.2 Расчет и подбор необходимой мощности приводного электродвигателя
5.3 Расчет клиноременной передачи станка-качалки
5.4 Определение долговечности работы основных составных частей
5.5 Определение необходимости применения обвешенного низа колонны штанг
5.5.1 Определение скорости движения жидкости через клапан
5.5.2 Расчет режима движения жидкости
5.5.3 Определение необходимости обвеса колонны штанг
5.6 Определение коэффициента подачи насосной установки

6 РЕМОНТ
6.1 Содержание технического обслуживания
6.2 Перечень и последовательность работ при ТО и капитальном ремонте
6.3 Основные показатели система ППР
6.4 Обслуживание базового оборудования для эксплуатации глибинонасосних скважин
6.5 Типичные виды и причины спрацювання деталей машин
6.6 Назначение СШНУ и ее комлектность
6.7 Ремонт станков-качалок
6.8 Порядок обслуживания и эксплуатации насосных штанг
6.8.1 Устройство для очистки внутренней полости плунжера
6.9 Расчет допущений и межоперационных размеров
6.10 Расчет режимов резания

7 ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
7.1 Организационно-технические мероприятия по монтажу наземного оборудования СШНУ
7.1.1 Организационно-технические мероприятия по подготовке и монтажу фундамента станка-скалки
7.1.2 Организация монтажных работ станка-качалки
7.1.3 Пуск в работу смонтированного станка-качалки
7.2 Организация работ из монтажа подземного оборудования
7.2.1 Транспортировка и подготовка оборудования к работе
7.2.2 Порядок зборки (компоновка) насосной установки при спуске в скважину
7.2.3 Организация работ из спуска насоса

8 ОХРАНА ТРУДА
8.1 Характеристика технологического оборудования что к небеспечности и вредности
8.2 Анализ предохранительных приспособлений предусмотренных в конструкции
8.3 Инженерные расчеты из техники безопасности
8.4 Техника безопасности при эксплуатации оборудования

9 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
9.1 Охрана атмосферного воздуха
9.2 Охрана водной среды
9.3 Охрана земельных ресурсов
9.4 Основные мероприятия по охране недр

10 ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ

ВЫВОД
ЛИТЕРАТУРА
ДОПОЛНЕНИЯ

ЧЕРТЕЖ:
1 Скважинная штанговая насосная установка. Вид общий(А1)
2 Станок-скалка СКДТ8-3-4000. Сборочный чертеж(А1)
3 Станок-скалка СКДТ8-3-4000. Сборочный чертеж, лист 2(А1)
4 Схема компоновки глубинного оборудования(А1)
5 Насос вставной 30-225-RHBM. Сборочный чертеж(А1)
6.1 Всасывающий клапан базовой конструкции. Сборочный чертеж(А2)
6.2 Всасывающий клапан модернизированной конструкции. Сборочный чертеж(А2)
7.1 Сепаратор газовый. Сборочный чертеж(А2)
7.2 Якорь газовый ЯГП 73-114. Сборочный чертеж(А2)
8 Приспособление для очистки внутренней полости плунжера. Вид общий(А1)
9 Клапан. Технологический процесс(А1)
10.1 Гайка(А4)
10.2 Клапан(А3)
10.3 Корпус клапана(А3)
10.4 Манжета (А4)
10.5 Обойма(А3)
11 Фундамент станка скалки. Монтажная схема(А1)

4 ОПИСАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРЕДЛОЖЕНИЯ

В скважинных штанговых насосах основными узлами являются всасывающий и нагнетательный клапаны. От их состояния во многом зависит эффективность работы насосной установки. В серийных насосах применяются клапаны шаровой конструкции из-за их надежности, как кажется, и простоты, хотя обе эти позиции не выдерживают критики.
Фактически конструкция шарового клапанного узла достаточно сложная. В его состав входят пять конструктивно сложных деталей, причем наиболее сложными являются клетка клапана, посадочное седло и корпус. Запорный элемент прост по форме, которая представляет классическую сферу, но технология изготовления шара имеет многоступенчатого исполнения. Износостойкость шаров достигается за счет применения специальных материалов и термообработки.
Работоспособность шарового клапанного узла по герметичности низка, так как контактное касание происходит по линейному принципу. Сфера, вписанная в конус, является по линии касания круг. При линейной герметизации по меньшей мере несовпадения с идеальными геометрическими формами приводит к появлению зазоров между контактирующими элементами. Через эти зазоры происходят утечки откачиваемой жидкости. Надежность шарового клапанного узла снижается под действием коррозии и при малейшем износе. Поскольку откачиваемая жидкость имеет высокую коррозионную активность добиться надежной работы шарового клапанного узла практически невозможно.
На рисунке 4.1 дается конструктивная схема клапана пробкового типа для плунжерного насоса, изначально разработанного в УГНТУ.
Клапан жестко крепится к цилиндру насоса и опускается в скважину на колонне подъемных труб. Затем на штангах опускается плунжер с нагнетательным клапаном и насос пускается в работу. Крайнее верхнее положение затвора 5 (клапан открыт) и крайнее нижнее положение затвора 5 (клапан закрыт) ограничивается соответствующими опрними поверхностями корпуса 1 и седла 2.

Рисунок 4.1 - Всасывающий клапан штангового скважинного насоса

В момент закрытия клапана сначала затвор 5 входит в соприкосновение с внутренней поверхностью седла 2, происходит первичная герметизация зоны всасывания от зоны нагнетания. За счет перепада давления затвор 5 движется вниз до упора хвостовика 4 на упорную поверхность седла 2. При этом в момент движения затвора 5 вниз, эластичное кольцо 6 утоплено в канавке, образованной затвором 5 и підтискним кольцом 7, и не контактирует с седлом 2. По мере роста давления в зоне нагнетания и роста утечек через затвор 5 підтискне кольцо 7 начинает давить на эластичное кольцо 6 и, распирая его, прижимает к седлу 2, чем предотвращают утечки через клапан. Таким образом, эластичное кольцо входит в контакт с седлом 2 только в неподвижном состоянии затвора 5, чем предотвращается интенсивный износ эластичного кольца 6.

Рисунок 4.2 - Схема к расчету демпфирующей способности клапана

На втором этапе усовершенствование клапанного узла были проведены опытно-конструкторские работы по созданию демпфирующего устройства в посадочном узле конструкции. Для этого запорную часть клапана было предложено изготавливать в дифференциальном варианте так, чтобы в ходе закрытия сквозного отверстия клапана процесс происходил в два этапа. Для этого одна часть запорного устройства должна осікати от общего канала часть полости, жидкость из которой должна выдавливаться через каналы, калибруются. В результате посадка запорного элемента на седло будет происходить не мгновенно, а в течение определенного промежутка времени, что существенно снижает динамическую нагрузку за счет уменьшения скорости и ускорения при посадке запорного элемента клапана. На рисунке 4.2 приведена расчетная схема демпфирующего устройства.
Жидкость, находящаяся в замкнутой полости А, может вытесняться через кольцевой канал Б, сечение которого определяется размерами проходного сечения седла клапана и подвижной втулки.
При окончании указанного объема жидкости через зазор будет происходить гашение импульса силы, действующей на штангову колонну. Таким образом, динамическая нагрузка снижается при использовании клапана данного типа на 1300 Р и более, поскольку вязкость нефти может быть больше принятой для расчета. В результате повышается межремонтный период эксплуатации ШСНУ.
Известные широкопроходні клапаны плунжерного насоса в процессе их внедрения в практику добычи нефти во многих регионах показали положительные результаты. При их применении, как правило, коэффициент наполнения насоса возрастает.
Однако в условиях сірчановодневої агрессии резиновое уплотнительное кольцо быстро выходит из строя. Поэтому ресурс клапана, а следовательно, межремонтный период насосной установки, не всегда растет. Поэтому было решено как герметизирующий элемент использовать материал, который не реагирует на присутствие сероводорода в відкачуваному среде. Как такой материал было предложено использовать полиуретан.
Износостойкость изделий из полиуретана, работающих на износ, в 5-10 раз превышает время работы аналогичных изделий из резины и других эластичных материалов.
Полиуретан по своим свойствам обладает большей жесткостью по сравнению с резиной. Поэтому было решено повысить усилие, действующее на подвижную втулку. Для этого втулка была снабжена хвостовиком, который размещен в кольцевой проточке головки запорного элемента клапана.