Что такое плунжерный насос и каково его применение? Плунжерные насосы для нефти


Поршневые насосы

При перекачке вязкой нефти и нефтяных эмульсии рабочие характери­стики центробежных насосов резко ухудшаются. В таких случаях рациональ­нее применять поршневые или плунжерные насосы.

Работа поршневых насосов основана на создании разрежения во всасы­вающем и напора в нагнетательном трубопроводе при прямолинейном воз­вратно-поступательном движении поршня или плунжера в цилиндре насоса. Принципиальные схемы поршневого и плунжерного насосов аналогичны, разница состоит лишь в том, что поршни в первом насосе выполняются в ви­де диска, снабженного уплотняющими кольцами, а во втором - в виде плунжера.

Применяемые на нефтяных месторождениях поршневые насосы имеют кривошипно-шатунный механизм и приводится в действие электродвигате­лем, соединенным с насосом ременной передачей.

К основным техническим данным поршневых насосов относятся подача, давление нагнетания, высота всасывания, число оборотов или двойных ходов и мощность навалу.

Поршневые насосы имеют следующие особенности: их подача при изме­нении напора остается постоянной; движение жидкости характеризуется пульсацией, для устранения которой требуется установка воздушных колпа­ков на нагнетательной линии. Воздушные колпаки обычно конструктивно связаны с самим насосов. При увеличении подачи жидкости в единицу вре­мени находящийся в воздушном колпаке воздух сжимается, а при уменьше­нии подачи - расширяется. Таким образом, в колпаке создается упругая воз­душная подушка, выравнивающая подачу жидкости в нагнетательный трубо­провод.

Обвязка поршневых насосов трубопроводами обычно выполняется так же, как и обвязка центробежных насосов.

3. Резервуары

Для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефте­промыслах, нефтеперерабатывающих заводах, нефтебазах и станциях маги­стральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов служат резервуары - со­суды разнообразной формы и размеров, построенные из различных материа­лов.

По назначению эти сосуды подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов.

  1. По материалу - на металлические и неметаллические. Металлические ре­зервуары сооружают преимущественно из стали. К неметаллическим резер­вуарам относятся в основном железобетонные резервуары.

Резервуары каждой группы различают по форме: вертикальные, цилинд­рические, горизонтально-цилиндрические, каплевидные и других форм.

По схеме установки резервуары делятся на: наземные, у которых днище находится на уровне или выше наинизшей отметки прилегающей площадки; подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ни­же наинизшей отметки прилегающей площадки не менее чем на 0,2 м. Резер­вуары сооружают различных объемов от 100 до 120000 м3.

Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с внутренним покрытием -листовой стальной облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойки­ми к воздействию нефтепродуктов.

Для хранения больших количеств нефти и темных нефтепродуктов реко­мендуется применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило, хранят в стальных резервуарах.

  1. Группа однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными ком­муникациями, называется резервуарным парком. Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых при­нимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не ме­нее 1 м при ширине земляного вала по верху 0,5 м.

Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуа­ры низкого давления, с понтонами и с плавающими крышами. Каждый ре­зервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, от­бора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. У места присоединения ле­стницы к крышке резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и аппаратуру.

Резервуары низкого давления с щитовым коническим или сферическим покрытием отличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных из листовой стали толщиной 2,5 мм. Пояса корпуса резервуаров имеют толщину 4-10 мм / снизу вверх/.

Резервуары с коническим покрытием сооружают объемом 100 - 5000 м3, причем в центре их устанавливают центральную стойку, на которую опира­ются щиты покрытия. Резервуары со сферическим покрытием сооружают объемом 10000, 15000 и 20 000 м3 . Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов резервуа­ров 6-14 мм. Толщина листов покрытия 3 мм.

Резервуары оснащаются дыхательной арматурой и замерными устройствами. К ним относятся (рис.1):

1. Люк - лаз для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара;

2. Люк световой /на крыше резервуара/ для проветривания и освещения ре­зервуара;

3. Люк замерной для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия проб, которые нормально осуществляются специальным уровнемером и сниженным пробоотборником.

4. Хлопушка, предназначенная для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки;

5. Сифонный водоспускной кран, устанавливаемый для выпуска подтоварной воды из резервуара; монтируется он снаружи резервуара на конце трубы с изогнутым отводом, находящимся внутри резервуара у его днища;

6. Дыхательный клапан, предназначенный для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта, а также колебаний температуры; в зависимости от условий применения и конструкции резервуаров на них устанавливают дыхательные клапаны раз­личных модификации и диаметров;

7. Огневой предохранитель, служащий для защиты резервуара от проникно­вения в его газовое пространство огня через дыхательную аппаратуру;

8. Предохранительные клапаны /гидравлический' и мембранный/ для регули­рования давления паров нефтепродуктов в случае неисправности дыхатель­ного клапана иди если сечение дыхательного клапана окажется недостаточ­ным для быстрого пропуска газов или воздуха;

9. Пеногенератор для подачи цены при тушении пожара в резервуаре.

С целью снижения потерь легкоиспаряющейся нефти и нефтепродуктов применяют резервуары с плавающим понтоном.

Понтон, плавающий по поверхности жидкости, уменьшает площадь испа­рения, благодаря чему резко снижаются /в 4-5 раз/ потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его пла­вучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100 - 300 мм, перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако в основном применяют затворы из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора упругим материалом.

Плавающие понтоны различают двух типов: металлические и из синтети­ческих пенопластовых или пленочных материалов. Резервуар с металличе­ским понтоном в виде диска с открытка коробами. К периферийному кольцу жесткости, который одновременно служит и бортом понтона, прикрепляется герметизирующий затвор. Понтон оснащен опорами, на которые он опирает­ся в нижнем положении. В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуа­рах со стационарным покрытием, которое предотвращает попадание атмо­сферных осадков на поверхность понтонов, это позволяет применять облег­ченные конструкции понтонов из синтетических пленочных материалов.

Резервуары с плавающей крышей не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на по­верхности жидкости.

Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Оболочке резервуара придают очертание капли жидкости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и находящемся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря та­кой форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверх­ности корпуса под действием давления .жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара.

В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее давление в газовом пространстве 0,04-0,2 МПа и вакуум 0,005 МПа, легко­испаряющиеся нефтепродукты хранятся почти полностью без потерь от ма­лых "дыханий" и пары выпускают в атмосферу главным образом при напол­нении резервуаров.

В зависимости от характера изготовления оболочки различают два основ­ных типа этих резервуаров: гладкие и многоторовые. К каплевидным отно­сятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов. Такие резер­вуары сооружают объемом 5000-6000 м3, рассчитанные на давление 0,075 МПа. Резервуары, корпус которых образуется пересечением нескольких обо­лочек двойной кривизны называются многокупольными или многоторовыми. Резервуары этого типа сооружаются объемом 500- 20000 м3, они рассчитаны па давление до 0,37 МПа.

Неметаллические резервуары - такие резервуары, у которых несущие кон­струкции выполнены из неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам в основном относятся железобетонные и резервуары резинотканевых или синтетических материалов, применяемых преимущественно в ка­честве передвижных емкостей.

Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродук­тов. Поскольку нефть и мазут практически не оказывают химического воз­действия на бетон и обладают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол тампонировать /кольматировать/ мелкопористые материалы, умень­шая со временем их просачиваемость и проницаемость, при их хранении в железобетонных резервуарах не требуется специальной защиты стенок, днищ и покрытия резервуаров. При хранении смазочных материалов во избежание их загрязнения внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же относится и к резервуарами для светлых легкоиспаряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вяз­костью, легко фильтруется через бетон. Кроме того, покрытие в данном слу­чае должно обладать повышенной герметичностью /газонепроницаемостью/ с целью уменьшения потерь от испарения.

Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще ря­дом технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемой вяз­кой нефти и нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за счет ма­лых тепло потерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродук­тов уменьшаются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению. Резервуары этого типа по форме в плане сооружают круглыми и прямоугольными. Наиболее эконо­мичны, резервуары круглой формы, однако резервуары прямоугольной формы более просты в изготовлении.

Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные парки, обязаны хорошо знать устройство и назначение каждого резервуара, схему располо­жения трубопроводов и назначение всех задвижек, чтобы безошибочно де­лать необходимые переключения при эксплуатации резервуаров наиболее ответственные операции – это наполнение и опорожнение. Расход нефти при наполнении или опорожнении резервуара не должен пре­вышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, я также предохранительных или вентиляционных патрубков. Скорость наполнения или опорожнения резервуаров с понтонами или пла­вающими крышами должна быть такой, чтобы скорость подъема понтона не превышала 3,5 м/ч. Пели по измерениям уровня нефти в резервуаре пли по другим данным обнаружено, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выясне­нию причины нарушения и к ее устранению. В необходимых случаях пере­качку должна быть остановлена.

Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно быть плавное. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управ­лением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижек.

Одновременное операции с задвижками во время перекачки по отключе­нию нового резервуара запрещается. Действующий резервуар должен быть выведен из перекачки только после того, как будут полностью закончены операции с задвижками по вводу в перекачку нового резервуара.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном палке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давле­ния в случае неправильного переключения задвижек.

При наполнении резервуара необходимо строго следить за, высотой уров­ня нефти, чтобы не допустить перелив нефти или подъем понтона выше верхнего крайнего положения. Уровень нефти должен быть установлен с учетом ее расширения от нагревания. Обычно нефтяные резервуары не за­полняют до верха на 3-5 %. При опорожнении резервуаров, оборудованных подогревателями, необходимо следить, чтобы уровень жидкости над подог­ревателем был не менее 0,5 м, так как действующий оголенный подогрева­тель создает пожарную опасность.

В резервуарах могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные деформацией металла, некачественной сваркой или другими причинами. По­этому при вступлении на дежурство старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть уделено вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу, швам окраин днища и прилегающим уча­сткам основного металла.

При появлении трещин в швах или основное металле днища действую­щий резервуар должен быть немедленно опорожнен и защищен. При появлении трещин в швах или основном металле стенки действующий резервуар должен быть опорожнен полностью или частично, в зависимости от способа его ремонта.

Визуальный осмотр поверхности понтона необходимо проверять ежеме­сячно, а плавающие крыши - ежедневно с верхней площадки резервуара. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем по­ложении - через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотре необходи­мо следить за тем, нет ли отпотин нефтепродукта на ковре понтона и в ко­робках, следить за плотностью прилегания затвора к стенке резервуара, к центральной стойке и к кожуху пробоотборника. При обнаружении на ковре понтона нефти ее необходимо удалить и выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности ковра понтона или коробок резервуар дол­жен быть опорожнен и выведен на ремонт.

При осмотре резервуарного оборудования необходимо следить за со­стоянием прокладочных колец и .шарнира замерного люка, плавностью движения и плотностью посадки тарелок дыхательных клапанов, качеством и уровнем масла в гидравлических предохранительных клапанах, чистотой сетки этих клапанов, ходом хлопушки, наличием и исправностью диафрагмы пеносливной камеры, чистотой пакетов с гофрированной пластинами огне­вых предохранителей, положением приемного отвода сифонного крана /внерабочем состоянии он должен быть в горизонтальном положении/.

Резервуары необходимо периодически очищать от осадков парафина и механических примесей. Особенно интенсивное накопление осадков проис­ходит в резервуарах, в которых хранится малосмолистая парафинистая нефть. Сроки зачистки должны быть определены в зависимости от вида неф­ти, но не реже 1 раза в два года. Зачистку резервуаров должен осуществлять специально обученный и подготовленный персонал, допущенный медицинской комиссией.

При зачистке резервуаров рекомендуется применить механизированные средства, гидромониторы и пароэжекторы. При использовании пароэжектора к нему прикрепляют зачисткой шланг. В эжектор подают пар поп давлением 0,6-0,7 МПа. Осадок, засасываемой в эжектор, разогревают струей пара, пре­вращают в легко перекачиваемую массу и удаляют из резервуара.

Гидромонитор - моечная машина, в которую подают моечную жидкость под давлением 0,8 -1,2 МПа. Моечная жидкость при помощи брандспойтов моечной машины вращается в горизонтальной и вертикальной плоскостям, при этом она омывает внутреннюю поверхность резервуара. В качестве мо­ечной жидкости используют горячий /45-70°С/ водный раствор моющего препарата МЛ-2, концентрация которого составляет 0,15-0,35%. Препарат МЛ-2 представляет собой композицию синтетических поверхностно-активных веществ с добавками электролитов.

Такой метод - очистки основан на гидродинамическом и физико-химическом воздействии струи моющего раствора на осадки. Под действием раствора осадок Размягчается, уменьшается его сила поверхностного натя­жения он распределяется в моечной жидкости, образуя неустойчивую эмуль­сию, которую откачивают из резервуара.

Особое внимание при зачистке резервуара, в котором хранилась серни­стая нефть, должно быть удалено пирофорных отложений. Пирофорные от­ложения образуются вследствие воздействия на железо и его окислы серово­дорода и состоят в основном из сернистого железа. Пирофорные отложения способны к .самовозгорания при невысоких температурах. Объясняется это тем, что пирофорные отложения при контакте с кислородом воздуха быстро окисляются, что сопровождается и разогревом, и это явиться причиной взрывов и пожаров.

При зачистке резервуара, в котором хранилась сернистая нефть необходимо пропаривать резервуар в течение 24 часов. Водяной пар подают с такой интенсивностью, чтобы внутри резервуара все время поддерживалось давле­ние несколько выше атмосферного. Это можно контролировать по выходу водяного пара через дыхательные клапаны, на крыше резервуара. Пропарку следует производить при закрытом нижнем люке, а конденсат спускать в ка­нализацию через спусковую трубу. При этом:

а/ если имеется необходимое дозировочное оборудование, в процессе про­парки в резервуар следует вводить небольшое количество воздуха, обеспечи­вающее медленное окисление пирофорных отложений до 6% кислорода в паро-воздушной смеси;

б/ при отсутствии дозировочных устройств по окончании пропарки резер­вуар необходимо заполнить водой, а затем уровень воды постепенно снижать со скоростью 0,5- 1м/ч, что обеспечивает медленное окисление пирофорных отложений по мере их высыхания.

Сбрасывать пирофорные отложения в канализацию запрещается. Во из­бежания самовозгорания извлекаемые из резервуара пирофорные отложения Должны поддерживаться во влажном состоянии по удаления из зоны хране­ния нефти, в специально отведенное место. Каждый резервуар должен пе­риодически подвергается текучему, среднему и капитальному ремонту. Те­кущий ремонт резервуара выполняют не реже 1 раза в шесть месяцев без ос­вобождения его от нефти. При этом проверяют техническое состояние корпу­са, крыши резервуара и оборудования, расположенного снаружи. Замеченные неисправности устраняются также в процессе эксплуатации. Средства ре­монт резервуаров проводят не реже 1 раза в два года, при этом полностью сливают нефть, зачищают и дегазируют его. но газовое пространство запол­няют негорючими /дымовыми/ газами. Внутреннюю и внешнюю поверхности очищают от продуктов коррозии, проверяют техническое состояние корпуса днища и крышки, заваривают коррозионные раковины и отверстия с привар­кой накладок, проверяют сварные швы, проверяет и ремонтируют резервуарное оборудование, окрашивают и испытывают резервуар на прочность и гер­метичность.

Капитальный ремонт резервуара следует проводить по мере необходимо­сти. Срок проведения капитального ремонта назначают на основании резуль­татов проверок технического состояния, осмотров при текущих ремонтах ре­зервуара и его оборудования, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнении и нефтяных остатков. При капитальном ремонте выполняют все работы, предусмотренные средним ремонтом, а также заменяет дефект­ные листы корпуса, днища и крыши, исправляют положение резервуара /при неравномерной осадке/, ремонтируют основание, исправляют или заменяют оборудование.

studfiles.net

Плунжер штангового насоса для добычи нефти

 

Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована в скважинах с повышенным износом глубинных насосов. Плунжер штангового насоса для добычи нефти, включающий плунжер с нагнетательным клапаном, цилиндр насоса со всасывающим клапаном, колонны штанг и насосно-компрессорных труб отличающийся тем, что с целью обеспечения сбора абразивного материала между уплотнительными манжетами, повышения надежности манжет от истирания и снижения коэффициента трения манжет о стенку цилиндра и плунжера, плунжер насоса выполнен ступенчатой формы, нижняя короткая часть которого выполнена диаметром, соответствующим размеру стандартного плунжера, в котором размещен нагнетательный клапан, а основная часть выполнена с меньшим диаметром, на внешней поверхности которой размещены чередующиеся уплотнительные манжеты с внешним диаметром, частично превышающим диаметр цилиндра насоса с установленными между ними стальными шайбами, которые затягиваются втулкой, наворачиваемой на верхний конец плунжера, причем уплотнительные манжеты выполнены из материала «Фторопласт-4» с химической формулой (CF2-CF2) Рис.2. Библ.1

Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована в скважинах с повышенным износом глубинных насосов.

Известно, что в осложненных условиях скважинной добычи нефти наблюдается повышенный износ плунжерной пары штанговых насосов. Прежде всего повышенный износ может быть вызван наличием значительного количества кварцевого песка, выносимого из пласта, а также кривизной ствола скважины в зоне подвески насоса.

Наиболее близким к предполагаемой полезной модели является установка штангового нефтяного насоса (патент РФ 49923 на полезную модель, 3аявл.11.07.2005 г. Опубл. 10.12.2005 г. БИ 34). Установка предназначена для уменьшения износа плунжера и включает уплотнительные манжеты, надетые на проточный плунжер, которые герметизируют плунжерную пару.

Недостатком указанных манжет является отсутствие интервалов между элементами с меньшим диаметром, в которых бы скапливался абразивный материал, выносимый из пласта.

Целью предполагаемой полезной модели является обеспечение сбора абразивного материала между уплотнительными манжетами, повышение надежности манжет от истирания и снижение коэффициента трения манжет о стенку цилиндра и плунжера.

Поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, содержащем плунжер с нагнетательным клапаном, цилиндр насоса со всасывающим клапаном, колонны штанг и насосно-компрессорных труб, плунжер насоса выполнен ступенчатой формы, нижняя короткая часть которого выполнена диаметром, соответствующим размеру стандартного плунжера, в котором размещен нагнетательный клапан, а основная часть выполнена с меньшим диаметром, на внешней поверхности которой размещены чередующиеся уплотнительные манжеты с внешним диаметром, частично превышающим диаметр цилиндра насоса с установленными между ними стальными шайбами, которые затягиваются втулкой, наворачиваемой на верхний конец плунжера, причем уплотнительные манжеты выполнены из материала «Фторопласт-4» с химической формулой (CF2-CF2)

На фиг. показана схема предполагаемой полезной модели. Плунжер 1 выполнен ступенчатой формы с короткой нижней частью увеличенного диаметра, соответствующему диаметру плунжера стандартного насоса. В нижней части плунжера размещен нагнетательный клапан 2. Основная часть плунжера выполнена меньшего диаметра, позволяющего на нем размещать уплотнительные манжеты 3 из фторопласта и стальные шайбы 4 между ними.

Внешний диаметр манжет 3 незначительно превышает диаметр цилиндра, что обеспечивает их работу с прижатием к цилиндру. Эластичность манжет позволяет вставлятиь плунжер в цилиндр благодаря упругости материала. На конце плунжера имеется резьба, на которую наворачивается втулка 5. С другой стороны во втулку 5 вворачивается штанга (на фигуре не показана) Между втулкой 5 и манжетами 3 размещена втулка без резьбы 6, предупреждающая передачу крутящего момента от втулки 5 к манжетам 3.

После сборки всех манжет 3 и шайб 4 на плунжер 1 вставляется втулка без резьбы 6 и далее наворачивается втулка 5, которая сжимает все манжеты 3 и шайбы 4 в единую систему. Утолщенная нижняя часть ступенчатого плунжера служит центратором для уплотнительных манжет при сборке плунжера.

В работающей скважине с механическими примесями в жидкости они постепенно накапливаются в интервалах между манжетами, чем предупреждается износ насоса в целом.

Кривизна ствола скважины не влияет на износ плунжера благодаря эластичности и упругости манжет. Наконец, малый коэффициент трения материала манжет о сталь позволяет снижать трения в плунжерной паре, особенно в искривленных скважинах.

В таблице 1 приведены заводские технические условия на материал «Фторопласт-4»,показывающие преимущества его применения в скважинных условиях.

Таблица 1.
Физико-механические свойства фторопласта Ф4
Наименование показателя Ф-4
Плотность, кг/м32120-2200
Деформация под нагрузкой 10 МПа (24 ч., 22°С),%
Напр. при 10% деформации, МПа -
Разрушающее напряжение при растяжении, МПа 14,7-34,5
Отн. удлинение при разрыве, % 250-500
Модуль упр. при сжатии, МПа 686,5
Модуль упр. при растяжении, МПа 410
Твердость по Бринелю, МПа29,4-39,2
Коэффициент теплопроводности, Вт / (м*К)0,25
Удельная теплоемкость, кДж / (кг*К)1,04
Коэф, лин. расширения ×105, °С1 от -60 до +20 -
Коэф. лин. расширениях 105, °CJ от -30 до +250 -
Теплостойкость по Вика, С110
Водопоголощение через 24 ч, %0,00
Предельное PV, кПа*м/с V=0,05 м/с -
Предельное PV, кПа*м/с V=0,5 м/с -
Предельное PV, кПа*м/с V=5 м/с -
Интенсивность износа, мкг/с-
Интенсивность износа, мм/км (через 3 ч.) -
Коэффициент трения по стали004

В таблице 2 приведены

результаты испытаний описанного плунжера на фонде скважин НГДУ «Джалильнефть» Республика Татарстан.

Показатели наработки на отказ и подачи свидетельствуют о высокой надежности работы насосов и их подачи.

Таблица 2
Данные по работе скважин
сквТипо размер насосаГлуби на спуска насосамДлин а хода, мЧисло качаний минНагрузка на головку балансира Коэффициент наполнения Коэффициент подачи Наработка на отказ, сут.
5517до 25-175-ТНМ-1112002,5 3,85009,7 0,910,46 874
после25-175-RHAM 12042,5 4,84446,2 0,870,72 918
28203до 20-125-RHAM11500,9 2,14028,6 0,620,55 262
после20-125-RHAM 11501,2 2,13739,1 0,830,69 199
7202ДО 25-175-ТНМ-1112002 4,45399,3 0,850,67 179
после25-175-RHAM 12002,5 4,44752,4 0,830,62 316

Плунжер штангового насоса для добычи нефти, включающий плунжер с нагнетательным клапаном, цилиндр насоса со всасывающим клапаном, колонны штанг и насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что, с целью обеспечения сбора абразивного материала между уплотнительными манжетами, повышения надежности манжет от истирания и снижения коэффициента трения манжет о стенку цилиндра и плунжера, плунжер насоса выполнен ступенчатой формы, нижняя короткая часть которого выполнена диаметром, соответствующим размеру стандартного плунжера, в котором размещен нагнетательный клапан, а основная часть выполнена с меньшим диаметром, на внешней поверхности которой размещены чередующиеся уплотнительные манжеты с внешним диаметром, частично превышающим диаметр цилиндра насоса, с установленными между ними стальными шайбами, которые затягиваются втулкой, наворачиваемой на верхний конец плунжера, причем уплотнительные манжеты выполнены из материала «ФТОРОПЛАСТ-4» с химической формулой (CF2-CF2).

poleznayamodel.ru

Скважинный плунжерный насос

 

Изобретение предназначено для использования в нефтяной промышленности при откачке вязких эмульсионных жидкостей и газожидкостных смесей. Насос содержит неподвижный цилиндр, плунжер с нагнетательным клапаном. Верхний всасывающий клапан установлен на плунжере, включающем верхний и нижний поршни, соединенные патрубком с окнами для приема нефти и сквозным каналом для прохода флюида. Верхний и нижний поршни не жестко связаны между собой. Нижний поршень имеет возможность возвратно-поступательного перемещения относительно верхнего поршня. Позволяет использовать штанговые насосы с большим диаметром для перекачивания эмульсионной нефти и газожидкостных смесей в больших объемах. 1 ил.

Предлагаемое техническое решение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в нефтедобыче при откачке вязких эмульсионных нефтей и газожидкостных смесей из добывающих скважин.

Скважинный плунжерный насос содержит цилиндр с нижним всасывающим клапаном, расположенным в его нижней части, обеспечивающим гидравлическую связь цилиндра с хвостовиком и размещенным в нем плунжерным устройством, включающим верхний и нижний поршни, связанные патрубком с окнами для приема нефти и сквозным каналом для прохода флюида, а также нагнетательный и всасывающий клапаны. Верхний и нижний поршни не жестко связаны между собой, нижний поршень имеет возможность возвратно-поступательного перемещения относительно верхнего поршня. Техническое решение относится к технике добычи нефти и может быть использовано при откачке вязких эмульсионных нефтей и газожидкостных смесей из высокодебитных нефтяных скважин. Известна скважинная штанговая насосная установка для откачки эмульсионных нефтей из добывающих скважин (1). Недостатком данной конструкции является узкая область применения. Установка может использоваться с определенным процентным содержанием воды в нефти. Наиболее близким по техническому решению является глубинный насос с раздельными приемами для нефти и воды (2). Основной недостаток данной конструкции - ограниченные отборы жидкости из пласта. Данная конструкция насоса не может обеспечить отбора нефти в объеме 100 т/сут и выше, поскольку габаритные размеры насоса не позволяют использовать в нефтяных скважинах штанговые насосы с диаметром плунжера 70 мм и выше. Задача изобретения - создание насоса для откачки вязких эмульсионных нефтей и газожидкостных смесей в больших объемах. Поставленная задача решается за счет размещения верхнего всасывающего клапана для нефти на подвижном плунжерном устройстве, что позволяет использовать штанговые насосы с большим диаметром. На чертеже схематично представлена конструкция скважинного плунжерного насоса. Устройство содержит цилиндр (1) с радиальными отверстиями (2) для приема нефти из затрубного пространства скважины. В нижней части цилиндра (1) установлен всасывающий клапан для воды (3), поступающей в цилиндр из хвостовика (4). Внутри цилиндра (1) размещено плунжерное устройство, включающее верхний поршень (5) с нагнетательным клапаном (6) и нижний поршень (7). Поршни (5,7) не жестко связаны между собой специальным патрубком (8) с окнами (9) для приема нефти и сквозным каналом для прохода флюида. Внутри патрубка (8) установлено конусное седло (10) верхнего всасывающего клапана (11), который размещен ниже седла (10) и выполнен в виде золотника конусного типа. Клапан (11) жестко связан с нижнем поршнем (7) и обладает возможностью возвратно-поступательного перемещения внутри патрубка (8) от седла (10) до упора, установленного в нижней части патрубка (8). Скважинный плунжерный насос работает следующим образом. Когда поршни (5 и 7) находятся в крайнем нижнем положении, нагнетательный клапан (6) при этом еще открыт, а всасывающие клапаны (3 и 11) закрыты. Под поршнем (7) находится пластовая вода, давление под ним равно давлению в полости лифта (12). Поршень (5) перекрывает радиальные отверстия (2) и полость цилиндра (1) разобщена от затрубного пространства скважины. В кольцевом пространстве цилиндра (1) находится нефть под давлением, равном давлению в затрубном пространстве скважины на глубине спуска насоса. При ходе колонны штанг (13) вверх нагнетательный клапан (6) закрывается и открывается верхний всасывающий клапан (11). Полость рабочей камеры под поршнем (7) сообщается с кольцевым пространством цилиндра (1) и давление в них становится равным. Поршень (7) совместно с поршнем (5) начнет перемещаться вверх и давление под ним упадет до давления на приеме всасывающего клапана (3). Клапан (3) откроется и пластовая вода из хвостовика (4) начнет поступать в цилиндр насоса. Цикл всасывания воды будет продолжаться до тех пор, пока нижний торец поршня (5) не достигнет отверстий (2) в цилиндре (1). В этот момент нефть из затрубного пространства начнет поступать в рабочую камеру насоса. Давление под поршнем (7) возрастет до давления в затрубном пространстве у входа нефти в цилиндр и всасывающих клапан (3) закроется. Более высокое давление в затрубном пространстве скважины по сравнению с давлением у приема клапана (3) обусловлено тем, что по хвостовику (4) и затрубному пространству скважины извлекаются флюиды с различной плотностью. Цикл всасывания нефти будет продолжаться до момента, когда плунжерное устройство не займет крайнее верхнее положение. Поршень (7) при этом располагается под отверстиями (2), клапан (11) открыт, а клапаны (3 и 6) закрыты. В рабочей камере насоса нефть располагается в верхней части, в нижней - пластовая вода. Объем воды, заполнившей нижнюю часть цилиндра (1), равен количеству воды, поступившей на забой скважины за один цикл работы насоса. Это соответствие между отбором и притоком флюида достигается подгонкой поршня (5) относительно отверстий (2). В зависимости от обводненности нефти отверстия (2) перекрываются верхней, средней или нижней частью поршня (5) при крайнем нижнем его положении. При ходе штанг вниз клапан (11) закрывается и под поршнем (7) давление начнет расти, и в момент равенства давлений в рабочей камере насоса и в лифте (12) открывается нагнетательный клапан (6), и нефть из цилиндра (1) перетекает в полость лифта. Этот процесс продолжается до тех пор, пока поршень (7) не достигнет раздела нефти и воды в цилиндре (1). В дальнейшем при перемещении колонны штанг вниз в лифтовые трубы поступает вода. Перетек воды из цилиндра в лифт продолжается до момента, когда плунжерное устройство не достигнет крайнего нижнего положения. При ходе колонны штанг вверх цикл работы насоса повторится. Источники информации 1. SU 1236161 А1, 1986. 2. SU 1323743 А2, 1987.

Формула изобретения

Скважинный плунжерный насос, содержащий неподвижный цилиндр, плунжер с нагнетательным клапаном, верхний и нижний всасывающие клапаны, отличающийся тем, что верхний всасывающий клапан установлен на плунжере, включающем верхний и нижний поршни, соединенные патрубком с окнами для приема нефти и сквозным каналом для прохода флюида, причем верхний и нижний поршни не жестко связаны между собой и нижний поршень имеет возможность возвратно-поступательного перемещения относительно верхнего поршня.

РИСУНКИ

Рисунок 1

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при насосной добыче нефти из скважин, продукция которых содержит твердые частицы

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к технике освоения нефтяных и газовых скважин для добычи углеводородного сырья

Изобретение относится к насосостроению и может использоваться в народном хозяйстве для подъема жидкостей из глубоких колодцев и скважин

Изобретение относится к нефтепромысловым насосным установкам и может быть использовано при подъеме жидкостей из скважин с любых глубин

Изобретение относится к конструкциям устройств для перекачки как отдельных фракций, так и всего комплекса углеводородов, извлекаемых из нефтяных скважин

Изобретение относится к области насосостроения, в частности к конструкциям скважинных насосных установок, выполненных на базе поршневых насосов

Изобретение относится к технике эксплуатации нефтяных скважин, в частности к устройствам для добычи нефти электроцентробежными насосами

Изобретение относится к механизмам насосных установок для подъема жидкостей с больших глубин, например из скважин, с приводным устройством, расположенным на поверхности земли, точнее к устройствам для поворота колонны штанг, и предназначено для использования как со станками-качалками, так и с гидравлическими приводами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в других отраслях народного хозяйства, например для добычи питьевой воды

Изобретение относится к области машиностроения, а именно к области оборудования для подъема нефти из скважин, и может быть использовано для откачки пластовых вод и добычи различных полезных ископаемых, находящихся под землей на больших глубинах в жидком состоянии

Изобретение относится к нефтяной промышленности в области технологии подземного ремонта скважин, добывающих нефть с помощью глубинных штанговых насосов

Скважинный плунжерный насос, скважинный нефтяной насос, плунжерный насос, насос погружной плунжерный, конструкция плунжерного насоса

www.findpatent.ru

Портал о насосах. Плунжерный насос (высокого давления): принцип работы

Содержание   

Практически все гидравлические системы высокого давления оснащаются плунжерными насосами. Плунжерные насосы высокого давления обладают всеми качествами, которые учитываются при выборе насосов для таких систем, таких как: надежность, простота выполнения изделия и эффективность.

Плунжерный насос высокого давления служит как механизм или привод у других механизмов в специальных машинах. Гидронасосы широко распространены и отвечают за нормальную и слаженную работу транспортного средства. Плунжерный насос применяется в обширном количестве сфер деятельности.

Что такое плунжерный насос?

Плунжер, в переводе с английского, означает нырять или погружаться, поэтому применение эти устройства нашли для гидравлических машин.

Плунжерный насос для бентонита P80

Плунжерный насос для бентонита P80

Плунжерным называется объемный скальчатый насос с простым действием, который оснащен рабочим органом выполненным в виде плунжера.

В свою очередь, плунжер — деталь разного вида насосов, связанных с гидравликой и многоступенчатых компрессоров для газа.

к меню ↑

Основные особенности и виды плунжерных агрегатов

По исполнению, специфике работы и строению насос плунжерного типа похож на поршневой агрегат. Наличие специального поршня, в виде плунжера, является главной отличительной чертой плунжерных от поршневых. Из-за создания высокого давления в системе насосы плунжерного типа не применяются в быту.

Свое главное применение установки повышенного давления нашли в химической и нефтеперерабатывающей отраслях. Использование таких устройств позволяет смешивать с высокой точностью компоненты растворов в необходимых для процесса пропорциях, что очень удобно в производственных процессах. Конструктивным особенностям этих насосов присущи различия, и поэтому плунжерные устройства подразделяются на:

  • объемные;
  • необъемные.

Из-за определенной специфики работы плунжерный насосный агрегат изготавливают износостойким, герметичным, прочным и обеспечивающим непрерывную и надежную работу плунжером.

Эти агрегаты относятся к высокопроизводительным устройствам, обладающим высоким КПД, который составляет до 90%. По свойствам конструктивных особенностей плунжерные устройства классифицируются на виды:

  • вертикальные;
  • горизонтальные;
  • ручной;
  • автоматический;
  • многоплунжерный;
  • многоцилиндровый;
  • с герметизированными цилиндрами.
Плунжерный насос HAWK 610003

Плунжерный насос HAWK 610003

Плунжерные насосы обладают рядом преимуществ над аналогами, которые четко выделяются:

  • досконально проработана система смазки и имеет хороший доступ для потребителя;
  • благодаря конструктивному исполнению, есть возможность изменения параметров и характеристик под заказчика;
  • обладают понятным и простым управлением аппарата, а так же простой в установке;
  • существует возможность выполнять увеличение либо уменьшение рабочего давления в гидравлической системе путем изменения количества групп поршней.

к меню ↑

Основные сферы применения

  1. В химической промышленности для изготовления химических веществ, которые не вступают в химическую реакцию с металлом.
  2. В химической промышленности для бурения скважин и транспортировки и последующей переработки нефтепродуктов.
  3. В энергетики для изготовления электроприводов для парогенераторов.
  4. Для оборудования с гидравлическим приводом в машиностроении.
  5. В коммунальных хозяйствам для выполнения ремонтных работ, связанных с гидравлическими коммуникациями.
  6. В аппаратах, выполняющих обратный осмос, предназначенных для пищевой промышленности.
  7. Плунжерный насос высокого давления для воды применяется для автомоек.

к меню ↑

Принцип работы плунжерного насоса

Конструкция плунжерного насоса проста и состоит из клапанов и системы трубопроводов. Пружина помогает производить работу плунжерного клапана, создавая систематическое нагнетание. При работе с высоким давлением есть вероятность пропусков. Во избежание таких нюансов плунжерный насос высокого давления для воды имеет полную герметичность узлов агрегата.

Плунжерные водяные насосы высокого давления и устройства этой категории устроены по принципу возвратно-поступательного характера, обеспечивающиеся кулачковым валом.

Во время такого движения приводится в движение плунжер (он же поршень) роликовым толкателем. По своему конструкционному устройству плунжер совершает движение в правую сторону, что обуславливает понижение рабочего давления, которое постепенно становится меньше, чем жидкостное давление в трубе всасывания.

Внутреннее устройство плунжерного насоса-дозатора

Внутреннее устройство плунжерного насоса-дозатора

Открывается всасывающий клапан из-за разности давления, после чего происходит заполнение жидкостью рабочей камеры. При следующем обороте вала, происходит движение плунжера влево и давление в камере становится больше, чем в трубопроводе нагнетания. В связи с этим нагнетательный клапан открывается и происходит выдавливание жидкости из камеры в напорный трубопровод. Весь этот цикл повторяется постоянно за все время работы агрегата.

Некоторые плунжерные насосы могут отличаться устройством друг от друга, но при этом их принцип действия будет оставаться неизменным.

Например, у насоса дизельного двигателя, создающего повышающий эффект, отсутствуют нагнетательные клапана. Эту важную роль для перекачки и создания давления выполняют форсуночные клапаны.

В аксиально-радиальных насосах эти функции выполняют вращающиеся блоки в рабочих камерах. Аксиально-радиальные установки устроены так, что перекачивание жидкости происходит при вращении этих блоков. Отсутствие клапанов повышает стоимость таких установок, но это позволяет увеличить их надежность и применять в авиации.к меню ↑

Как работает плунжерный насос для маслостанции? (видео)

к меню ↑

Трехплунжерные насосы

Наука и промышленность развиваются и исходя из практики, научных исследований, анализа конструкционных особенностей насосов и т.д., были спроектированы и внедрены в производство малогабаритные унифицированные трехплунжерные насосы.

Трехплунжерный насос — это насос четвертого поколения типа НПГ. От предыдущих поколений эти устройства отличаются диаметром главного элемента (плунжера), гидравлической коробкой и свойствами клапанных узлов системы. Такие системы для повышенного давления обычно имеют базовую комплектацию:

  • датчики давления, сигнализации и манометры давления;
  • предохранительный клапан;
  • запорную или стопорную арматуру;
  • фильтр для очистки воды;
  • шестерный масляный насос;
  • систему для охлаждения жидкости;
  • предохранительный клапан.

к меню ↑

Меры предосторожности при сборке, установке и запуске плунжерного насоса

Если место, где будет установлен плунжерный агрегат будет стационарным, будет целесообразно выбрать для него ровную поверхность. Такое решение позволяет обеспечить плановый осмотр, аварийный ремонт и уход за оборудованием. Поверхности должна быть жесткой и подготовленной к высоким вибрациям, исходящим от установки.

Плунжерный насос высокого давления

Плунжерный насос высокого давления

Чтобы обеспечит непрерывную и нормальную подачу в насос для воды, необходимо использовать качественные гибкие шланги, что позволяет избежать лишних напряжений на всех узловых частях оборудования. К выходному сливному отверстию не рекомендуется подключать трубопроводы с жесткими свойствами.

Приводной и коленчатый вал должны находится один за другим по прямой линии, не убедившись в этом, запрещается запускать гидравлическую систему в работу. При не соблюдении этого условия, передаточный ремень не будет выполнять весь свой функционал и может выйти из строя весь механизм. Насосный вал должен вращаться свободно, легко от руки. Так же нужно правильно выбрать вращение электропривода насоса, что бы избежать обратного давления.к меню ↑

Изготовление насоса высокого давления своими руками

Наиболее часто берутся изготовить ручной насос высокого давления своими руками для автомоек. Для этого используют плунжерные насосы, для которого привод используют от электрического двигателя (электронасос). Мощность двигателя должна соответствовать необходимым параметрам и номинальная мощность должна быть не ниже 75% от нужного значения. Часто используется в виде насоса помпа.

Если проходимость автомобилей на автомойке не высокая, можно использовать электродвигатель, рассчитанный на напряжение 220В. Для безопасной эксплуатации и уменьшения расхождений в совпадении валов двигателя и насоса при их соединении, рекомендуется выбирать мягкие соединительные муфты. Емкость для жидкости выбирается из расчета достаточного объема воды.

Она должна иметь подключение к источнику подпитки воды и оснащаться фильтрующим элементом во избежание попадания нежелательных инородных предметов в систему насоса.

Фильтрующий элемент можно выполнить из нержавеющей сетки с мелким шагом. Важным элементом оборудования служит регулятор производительности или обратный клапан. Он предотвращает перегружать систему и не дает создавать обратное давление назад в источник водоснабжения.

Самодельный насос высокого давления

Самодельный насос высокого давления

Для установки всего этого оборудования потребуется прочная рама. Для ее удобного перемещения, устанавливаются колеса нужного диаметра, прочный упор для устойчивости и ручка для удобного фиксажа. Для надежности и высокой производительности необходимо использовать армированные резиновые шланги, которые рассчитаны под высокое давление.

Главным элементом такого оборудования является пистолет с форсункой. Изготавливать его собственноручно не целесообразно из-за технических сложностей. Данную деталь лучше приобрести в магазине. Необходимо помнить, что все работы, проводимые с насосами высокого давления, необходимо проводить используя чистую жидкость. Попадание в систему инородных тел приведет к поломке большей части оборудования.

nasosovnet.ru

Дозирующие насосы | Насосное оборудование

Принцип действия плунжерного насосаПод воздействием потока перекачиваемого материала, идущего внутри устройства по разным направлениям в зависимости от положения самого плунжера, происходит поступательное движение плунжера. Плунжер, в свою очередь, создает всасывающий эффект. Плунжерные насосы способны забирать дозируемый материал из емкости с глубины, не превышающей шести метров. Материал основного потока не проникает внутрь емкости с дозируемой жидкостью. Насосы дозаторы большей частью изготавливаются из пластика, что позволяет производить дозировку различных агрессивных веществ, а также допускает работу с потоками агрессивных материалов различной концентрации.

Насосы дозаторы весьма просты в обслуживании и не нуждаются в смазке. Помимо всего прочего они не создают шума при своей работе. Плунжерные насосы предоставляют возможность дозировки двух различных реагентов, независимо друг от друга, а также в различных пропорциях. Существуют даже такие насосы дозаторы, которые способны независимо друг от друга дозировать сразу четыре реагента. Мощность плунжерных насосов, которая достигает тысячи литров в час, и давление до 20 бар позволяет дозировать химические вещества. Регулировать производительность плунжерного насоса можно посредством микрометрического винта вручную либо автоматическим способом посредством сервопривода.

Скачать каталог дозирующих насосов

Преимущества плунжерных насосов

Плунжерные насосыПлунжерные насосы обладают определенными преимуществами в виде возможности механической регулировки, возможности автоматической либо ручной регулировки. Также в качестве преимущества насосов дозаторов можно отметить присущую им химическую стойкость и возможность большого выбора материалов, а также вариантов исполнения.

Области применения плунжерных насосов

Плунжерные насосы активно и эффективно используются в различных отраслях и процессах. В нефтяной и газовой промышленности плунжерные насосы используются при добыче и переработке нефти и газа. В химической промышленности насосами дозаторами осуществляется дозирование разнообразных химических веществ. Подобный тип насосов используется также при дозировании ингибиторов, различных добавок, метанола, катализаторов, красителей, горячего масла, гликолей, кислот. Дозаторы используются при подаче сырья с высоким давлением, при осушке и очистке газов и в прочих областях и процессах.

Принцип работы дозирующего насоса

График производительности плунжерных насосов

График производительности плунжерных насосов

 

График производительности

 

График производительности

Производительность плунжерных насосов

 

Для заказа дозирующего насоса воспользуйтесь формой обратной связи на нашем сайте либо свяжитесь с менеджером по тел. (812) 642-12-09

 

Дополнительные материалы:

Типы и принцип действия насосов-дозаторов

 

tanelli.ru

Почему не внедряются плунжерные насосы при добыче нефти и газа?

Казалось бы, плунжерные насосы давно должны прийти на смену поршневым насосам при цементировании и бурении скважин, а также центробежным - при поддержании пластового давления. В действительности же этого не происходит. Наш завод на протяжении 25 лет занимается разработкой и производством всей гаммы плунжерных насосов. И мы прекрасно понимаем преимущества данных насосов.

Сравним рабочую пару: в поршневых «цилиндр – поршень», у плунжерных «плунжер - пакет уплотнений». Пакет уплотнения плунжера неподвижен в отличие от поршня, и поэтому подвести к пакету смазку не представляет труда (рис.1).

Рисунок 1. Уплотнение поршневого и плунжерного насосов.

 

Подведенная смазка к паре «пакет-плунжер» дает возможность увеличить скорость перемещения плунжера или, другими словами, увеличить число оборотов насоса. Увеличивая число оборотов насоса, мы имеем возможность, не меняя его размеров увеличить мощность.

Это следует из формулы: N  = M х n, где  N – мощность,  М – крутящий момент,  n – число оборотов

Таким образом, переходя на плунжерные насосы и увеличивая обороты, снижаем габариты и вес насосов, одновременно снижая передаточное отношение трансмиссии.

Необходимо обратить внимание еще на одно преимущество плунжерных насосов, вытекающее из высоких оборотов. Высокие обороты позволяют иметь меньший диаметр плунжера. Таким образом, уменьшаются внутренние размеры камеры клапанной коробки, что уменьшает напряжение при одном и том же требуемом давлении. Это очень существенное преимущество, так как поршневые насосы большой производительности очень часто выходят из строя по причине разрушения клапанных коробок.

Следующие преимущества плунжерных насосов завода «Синергия» - трансмиссия. Мы отказались от традиционных решений в существующих поршневых насосах: цилиндрические, червячные и клиноременные передачи заменили на планетарные передачи.

Основные преимущества планетарных передач: высокий коэффициент полезного действия более 0,9. Для сравнения КПД традиционной трансмиссии разнесенных шевронов  плюс клиноременная передача не более 0,7, а у червячной передачи и того меньше. Планетарные передачи отличает также высокий ресурс и надежность. Не приходит никому в голову, например, на вертолете или танке, где требуется высокая надежность, применять цилиндрическую или клиноременную передачу.

Еще одно преимущество насосов нашего завода – использование подшипников скольжения. Это также ведет к уменьшению габаритов и к увеличению ресурса.

Что касается использования центробежных насосов при поддержании пластового давления, где требуется давление более 10 МПа, то их применение абсолютно бесперспективно. При увеличении требуемого давления у них резко снижается КПД и ресурс одновременно, а стоимость растет. При ППД, как правило, требуется менять расход, сохраняя при этом давление. А так как центробежные насосы не позволяют этого делать, приходится поток дросселировать, что приводит к дополнительным потерям.

В конце 2015 года наш завод установил в ПАО «Татнефть» две насосные установки СИН50.3.12 мощностью 250 кВт взамен одного Воткинского центробежного насоса ЦНС 63-1400 и Канадского REDA 1500-1500. В обоих случаях расход электроэнергии снизился вдвое. А что касается долговечности насосов, то ресурс центробежных насосов для ППД - 12000 часов[1], плунжерных насосов - 30000 часов. Таким образом, плунжерные насосы превосходят по всем статьям поршневые насосы при цементировании и бурении скважин, а также центробежные насосы при ППД, следовательно должны прийти им на замену. В действительности этого не происходит.

Возьмем для примера цементировочные агрегаты на базе КАМАЗов, УРАЛов и МАЗов, которые мы выпускаем уже более 20 лет. Нет к ним никаких претензий. В тоже время, по нашим оценкам, весь парк цементировочных агрегатов России на 60–70% состоит из цементировочников с поршневыми насосами типа 9Т и всего 30–40% с плунжерными. И, что удивительно, заказывая новые цементировочники, в 50% случаев хотят именно поршневые насосы. Доводы в пользу поршневых насосов: у нас есть запасные части, мы знаем эту технику, мы можем ее ремонтировать. А то, что поршневые насосы затратны, во внимание не принимается. КПД насоса 9Т не более 0,6; КПД же насоса СИН32 более 0,8. А это говорит о том, что насос 9Т выполняет ту же самую работу, что и насос СИН32, только тратит топлива, как минимум, на 30% больше, перегружает маршевый  дизель и развивает меньшую гидравлическую мощность. И то, что ресурс у наших несравненно больше, говорит тот факт, что, выпустив более 2000 машин с насосами СИН32, у нас никто не запрашивает запасных частей для ремонта насосов, за исключением быстроизнашиваемых частей: клапанов, плунжеров, пакетов уплотнений и седел. Наши насосы не ремонтируют, на них работают.

Так почему же плунжерные насосы до сих пор не вытеснили поршневые? Объяснение это феномену одно – слишком велика разница между себестоимостью добычи нефти и газа и их рыночной ценой. Это позволяет не напрягаться переходом на новую технику и работать по старинке.

Если в машиностроении обороты металлообрабатывающих станков с 70-х годов прошлого века повысились к настоящему времени с 2,5 до 10 тыс. об/мин, то при добыче нефти и газа поршневые насосы как работали, так и работают на 100 об/мин.

Надеемся, что сегодняшнее резкое снижение цены на углеводороды заставит сделать шаг на встречу плунжерным насосам!

Главный конструктор ООО «Завод «Синергия»  Назаров В.И.

 

[1] Багманов А.А., Абрамов М.А., Кулешов К.В. Повышение энергоэффективности и надёжности насосов системы поддержания пластового давления // Neftegaz.ru. – 2013. - №3. стр.16-17.

www.sinergia.ru


Смотрите также