, в которых используются механические подъемники с электродвигателем, легко научиться работать и запрограммировать на полную автоматизацию. Как правило, в установках электрического управления (см. Рисунок 1) линия электропередачи будет переносить электрическую энергию в зону, близкую к площадке, но вдали от места расположения растяжек.

Обычно это подземная линия электропередачи с установленной панелью предохранителей (в большинстве случаев она находится в задней части насосной установки). Во многих местах также используется вторая электрическая панель, которая обычно оснащена переключателем включения / выключения, автоматическим блоком управления и размещается на столбе. Арендованные насосные агрегаты должны понимать механику и то, как запускать каждый из компонентов, а также как определять любые проблемы, которые могут возникнуть.

Механические лифты с двигателями, работающими на природном газе, сильно отличаются от электрических первичных двигателей.Это особенно верно для скважин, использующих газ из скважины в качестве топлива. В этих условиях арендованным насосам необходимо выпустить газ из скважины, который не используется в качестве топлива, чтобы попытаться поддержать противодавление в пласте. Цель — максимально приблизиться к нулю.

В большинстве случаев арендованные насосные станции находятся на стройплощадке каждый день не более 8 часов. Следовательно, в ситуациях, когда рабочие используют ручное управление (например, запуск или остановку управления вручную), для насосной установки доступно только ограниченное количество графиков.Хотя насосная установка может работать круглосуточно, 7 дней в неделю, это не означает, что она приведет к увеличению добычи нефти.

Другой вариант для арендодателей — включить насосный агрегат прямо перед отъездом и выключить его, когда они прибудут на следующий день. Это приводит к примерно 16 часам работы, а также может привести к снижению общей добычи нефти.

Последний вариант — запустить устройство в обычное рабочее время. В течение этого периода арендатор может использовать несколько вариантов планирования.Сюда входят 8-часовые циклы включения / выключения, непрерывная работа или другие варианты планирования. Однако наиболее эффективный подход заключается в том, чтобы арендодатель использовал подход, управляемый двигателем. Такой подход позволяет двигателю работать автоматически без присутствия кого-либо (включая запуск и остановку).

Двигатели имеют опции, недоступные для электродвигателей. Например, установив элементы управления, насосный агрегат можно расположить так, чтобы метка дна не превышала 1 дюйм.Однако, если насос не может перекачивать масло, повышение частоты вращения двигателя приведет к растяжению штока и зацеплению устройства за дно. После того, как насос восстановит работу, рабочий может точно настроить частоту вращения, чтобы избежать проблем с постукиванием по дну.

Для обеспечения максимальной надежности работы двигатель насосного агрегата должен быть модифицирован точно. Когда рабочие не используют надлежащий график технического обслуживания, это может (и будет) закончиться производственными потерями, а также добавит дополнительных обязанностей к и без того напряженному графику рабочего.

Компании часто меняют направление вращения обычных насосных агрегатов с шагающей балкой с зубчатым приводом каждые шесть месяцев или ежегодно. Это предотвращает износ шестерен за счет изменения сил, вызывающих износ этих деталей, и приложения их к противоположным сторонам зубьев шестерни. Обычно это достигается путем обратного подключения любых двух проводов трехфазного двигателя. Обратите внимание, что эта опция недоступна для газоперекачивающих агрегатов.

Во многих насосных установках (например, серии Mark) используются грузы, которые должны подниматься к устью во время работы. Как правило, редукторам с цепным приводом обычно требуются противовесы агрегатов, чтобы двигаться в определенном направлении и должным образом смазывать редуктор.

Арендованные насосные агрегаты также должны записывать направление вращения для каждой насосной установки в полевом руководстве, чтобы насос мог предупредить человека, заменяющего двигатель, о направлении вращения агрегата до возникновения проблемы.

Существует две основные категории регуляторов времени работы насоса:

• 24-часовые часы могут использоваться для работы насоса в течение заданного периода времени, а
• процентных таймеров, которые обычно можно найти во многих новых опциях блока автоматического управления

24-часовые часы бывают разных стилей. Например, для некоторых можно настроить циклы включения и выключения 15 минут; в то время как другие элементы управления временем могут быть установлены для меньших интервалов (временные рамки менее 5 минут).Эти типы часов отлично подходят для настройки насосов на работу с нерегулярными циклами откачки или для работы в определенное время дня.

Процентные таймеры можно использовать для циклов продолжительностью 15 минут и более. У них есть одна ручка управления, которая дает арендатору возможность настроить таймер на работу в течение определенного процента цикла. Например, если процентный таймер установлен на 15 минут при 50-процентном времени выполнения; насосная установка будет работать 7 ½ минут, затем отключится на 7 ½ минут в течение каждого 15-минутного периода цикла.С 96 15-минутными интервалами в день насосная установка будет работать в течение 7 ½ минут для каждого из 96 циклов в течение дня. То же самое и с другими процентными таймерами.

Например, 2-часовой таймер, установленный на 25% времени работы, будет непрерывно работать в течение 30 минут и отключаться на 90 минут в течение каждого цикла. Это повторяется 12 раз в день, в результате чего общее время работы составляет 6 часов (или 25 процентов).

Есть и другие экономические факторы, которые следует принимать во внимание.Например, необходимо выполнить дополнительные действия, такие как испытание скважины, чтобы определить лучший способ добычи вашей скважины (о чем мы расскажем в этом посте: «Как тестировать скважины при добыче нефти и газа»).

Определить наиболее подходящий график и точно, как долго насос должен работать в 24-часовой период, может быть непросто. Например, если скважина добывает и воду, и нефть, и для максимальной добычи нефти требуется 12-часовой насосный день; рабочий может использовать несколько различных вариантов расписания для достижения этой цели.Эти варианты расписания могут включать:

• Круглосуточные циклы 15 минут работы и 15 минут без операций
• Круглосуточный цикл: 30 минут работы и 30 минут без операций
• 12 циклов: 1 час работы и 1 час без операций
• 6 циклов по 2 часа работы и 2 часа без работы
• 2 цикла по 6 часов работы и 6 часов без операций
• 1 цикл, состоящий из 12 часов работы и 12 часов без операций

В периоды, когда скважина не работает, уровень жидкости увеличивается в обсадной колонне у основания скважины.По мере увеличения уровней вес колонки увеличивается, вызывая накопление противодавления; по мере увеличения противодавления скорость добычи нефти будет снижаться до тех пор, пока противодавление не станет эквивалентным гидростатическому давлению (что остановит все операции).

Следовательно, существуют определенные временные рамки, позволяющие флюиду собираться, любое время сверх этого времени не приводит к увеличению добычи нефти. Следовательно, независимо от того, работаете ли вы в течение 20 минут в час или 12 часов в день, общие результаты могут дать один и тот же результат, требуя только 8 часов производственного времени.Следовательно, если установка способна перекачивать все скопления масла на поверхность за 30 минут работы, то нет причин эксплуатировать насос дольше одного часа или более для каждого цикла.

Опять же, если арендованный насос приводит в действие насос, не позволяя жидкости полностью накапливаться, он может снизить противодавление, обеспечивая более стабильный поток углеводородов.

Например, если дебит пласта падает каждый час на половину потока нефти, пока поток не прекратится примерно через 18 часов.После этого скважина обычно требует около 6 часов работы для устранения скопления жидкости. В этих случаях типичный график откачки может включать работу насоса в течение 6 часов подряд в день.

Тем не менее, более частая эксплуатация насоса поможет предотвратить накопление противодавления и поможет поддерживать более высокий дебит пласта. Примером этого может быть работа насоса в течение 15 минут (или более) каждый час, что в сумме составляет 6 рабочих часов в день.Это, в свою очередь, помогает предотвратить остановку пластового потока и дает больше возможностей для увеличения общей добычи. Тем не менее, арендодателю важно помнить, что существует множество финансовых факторов, которые необходимо учитывать, прежде чем создавать идеальный график откачки.

Чтобы правильно обслуживать насосную установку, первое, что должен сделать арендодатель, — это составить надлежащий график технического обслуживания (включая ежедневные, еженедельные и ежемесячные проверки) и придерживаться его.Эта информация также должна быть записана в приложение GreaseBook, чтобы помочь арендодателю убедиться в правильности выполнения процедур.

Например, многие магазины расходных материалов предлагают широкий выбор смазочных материалов. Они могут иметь разные добавки, вес, даже используемые типы контейнеров. Во время каждого применения на месте обычно существует лишь небольшое количество вариантов смазки, подходящих для использования; и часто только один действительно подходит для этой задачи.

Нереально ожидать, что арендованные насосы отзовут каждый тип требуемой смазки и / или точное место, где должна использоваться каждая смазка.Чтобы обеспечить использование надлежащих смазочных материалов, следует вести точные и полные записи. Это может помочь гарантировать правильное количество и тип смазки, а также то, когда смазка должна быть заменена. Кроме того, это может предотвратить смешивание несовместимых смазочных материалов друг с другом.

Одним из плюсов нефтепромыслового оборудования является его надежность, и при надлежащем техническом обслуживании оно может работать годами, прежде чем возникнут какие-либо серьезные проблемы.Однако, чтобы продлить срок службы устройства, следует проводить ежедневные осмотры, чтобы выявить любые проблемы до возникновения повреждений.

При проведении проверок арендодатели должны убедиться, что громкость радио в транспортном средстве полностью отключена (или отключена). Внимательно прислушиваясь, вы можете многое определить о состоянии насосного агрегата. Арендованные насосы также должны включать проверки: утечек (например, смазочного масла) или незакрепленных предметов (например, гаек, болтов, шайб и т. Д.) В свои ежедневные проверки.

Еженедельные проверки должны включать следующее:

1. Выполнять шаги ежедневной проверки
2. Понаблюдайте за насосным агрегатом (убедитесь, что вы полностью обошли агрегат)
3. Остановитесь в подходящих точках наблюдения и наблюдайте за каждым компонентом в течение одного оборота (арендованный насос должен искать любые признаки необычного движения, необычных шумов или вибраций).
4. Осмотрите белую страховочную линию, чтобы убедиться, что английские штифты рукоятки шатуна выровнены правильно.(Для получения дополнительной информации см. Проблемы с коробкой передач и рычагом Pitman ниже.)

Ежемесячные проверки должны включать:

1. Выполнение еженедельной проверки
2. Проверка уровня жидкости в коробке передач (помогает определить наличие утечек)
3. Смазка изношенных деталей, таких как подшипники штанги шатуна, седло или хвостовая часть.

Рисунок 2.Рабочий, проверяющий состояние коробки передач и уровень масла (Lufkin Industries, Inc.)

Рис. 3. Рабочий, смазывающий хвостовые подшипники и седло (Lufkin Industries, Inc.)

Необходимы ежеквартальные и полугодовые проверки. Это особенно верно для многих новых агрегатов, так как многие из этих устройств требуют полугодовой процедуры смазки (как показано на Рисунке 4) .

По мере того, как насосный агрегат со временем изнашивается, потребуется постепенное изменение интервала сначала до пяти месяцев, затем до четырех и, в конечном итоге, каждые три месяца. Однако для некоторых агрегатов может потребоваться ежемесячная смазка, а также дополнительные специальные требования по техническому обслуживанию в перерывах между смазками. Часть этих проверок выполняется во время работы, в то время как другие требуют полного отключения агрегата и установки тормозного рычага.

Рисунок 4.Рабочий осматривает воздушный цилиндр (блок с балансировкой воздуха), чтобы определить уровень масла. (Lufkin Industries, Inc.)

Существует множество опасных ситуаций с насосным агрегатом, но две, обычно вызывающие наибольший ущерб, включают в себя ослабление рычага шатуна и снятие зубьев шестерни коробки передач. Следовательно, важно проявлять особую осторожность при изменении длины хода (см. Рисунок 5) .

Это включает в себя точную очистку, фиксацию, смазку и затяжку пальца подшипника кривошипа. Если по какой-то причине гайка ослабнет и отвалится; это повредит отверстие в трещине, заставит перекрутить балансир и сломает штифт для запястья.

Рис. 5. Рабочий, изменяющий длину хода насоса (Lufkin Industries, Inc.)

Арендованный насос должен иметь белую страховочную полосу, нарисованную на одной поверхности ореха.Его следует размещать растяжкой от противовеса до английской шпильки, а также на кривошипе на несколько сантиметров. Это позволяет работникам распознавать любые изменения центровки компонентов — как во время работы, так и во время простоя.

При выполнении ежедневных проверок в насосах не следует вносить даже малейших изменений, которые могут указывать на ослабление гайки (или других компонентов). После изменения длины хода рабочие должны ежедневно проверять гайки и другие компоненты на предмет движения, начиная с самой первой недели.

Арендованным насосам следует всегда уделять пристальное внимание при проверке уровня масла в коробке передач, не забывая проверять масло на металлическую стружку. Вы можете получить небольшие образцы из пробки или нижнего крана.

Обычно металлическую стружку можно обнаружить, нанеся небольшое количество масла на чистую сухую ткань. Если насос обнаруживает металлическую стружку, рабочий должен снять крышку, промыть и очистить коробку передач и добавить новое масло.

Иногда рабочим следует снимать крышку коробки передач (обычно не реже одного раза в год) и внимательно осматривать внутреннюю часть коробки передач с помощью фонарика (см. Рисунок 6) , особенно когда речь идет о агрегатах с цепным приводом.

Лизинговые насосные агрегаты всегда должны смотреть на масленки. Это помогает обеспечить соответствующий уровень масла, чтобы каждый подшипник получал необходимое количество масла, необходимое для зацепления всех необходимых компонентов (например, шестерен, маслосъемников и т. Д.). Рабочие должны периодически менять масло, очищать фильтр и удалять накопившуюся воду или шлам.

Рис. 6. Пример коробки передач без снятой крышки для проверки (Lufkin Industries, Inc.)

Насосные агрегаты имеют различные размеры, исполнения, редукторы и типы трансмиссионного масла. Сюда могут входить цепные передачи, двухступенчатые и одинарные передачи. Кроме того, каждая из этих шестерен содержит ковши, и при каждом повороте ковш будет собирать масло, переносить его и сливать в смазочную ванну (что позволяет смазывать четыре подшипника вала). Однако плохое обслуживание может вызвать множество проблем.Сюда входят:

• Накапливающийся осадок — обычно вызванный старым маслом, неправильными присадками или смешиванием масла
• Сложность запуска — обычно вызвана низким содержанием масла или слишком вязким маслом, особенно в холодную погоду
• Пена — обычно из-за переполнения коробки передач
• Износ шестерен — обычно вызывается загрязнениями (например, частичками грязи, металла и т. Д.) В масле
• Плохая смазка — обычно из-за низкого уровня масла
• Ржавчина — обычно вызывается водой в масле
• Плохое покрытие поверхности шестерни — обычно вызвано перегревом масла или слишком жидким маслом

В большинстве случаев эти проблемы можно исправить, правильно промыв коробку передач и завершив замену масла.Кроме того, существует множество индикаторов проблем с насосными агрегатами, которые вы должны уметь идентифицировать и исправлять!

Однако не бойтесь! GreaseBook вас убедил 😀 Щелкните любую из этих статей, если вы хотите узнать больше о потенциальных проблемах (и о том, как их исправить):

Рис. 7. Производители и поставщики — отличный ресурс для получения информации об обслуживании оборудования или других методах обслуживания, таких как смазка точек (как показано на рисунке)

Поймите, для операторов жизненно важно не только распознавать различные показания проблемных насосных агрегатов, но и как их решать!

Ваш аппетит к знаниям в нефтегазовой отрасли такой же ненасытный, как наш? 😀 Если да, ознакомьтесь со следующими статьями: Основное руководство Pumper по механическим подъемникам при добыче нефти и газа , Основное руководство по стандартной конструкции устья скважины и полированной штанге при добыче нефти и газа и, Основы Конструкции скважинных насосов в добыче нефти и газа — они вас обязательно накачат !!!

(Посещено 13 966 раз, 1 посещено сегодня)

Эпизод 28: Установки ЧРП насосной установки

Расшифровка стенограммы

Для некоторых из вас я хотел бы поделиться своим прошлым.

Мой опыт работы в нефтегазовой отрасли насчитывает 26 лет. Я потратил свое время на завершение. Я много лет занимаюсь буровыми работами. Завершение или производство в течение нескольких лет. В этом и заключается моя страсть к индустрии — производство.

Последние, вероятно, 15 лет, прежде чем я начал заниматься продажами в нефтегазовой отрасли, я провел эти годы, занимаясь перекачкой для пары разных компаний в Пермском бассейне.И действительно знакомство с тонкостями насосных агрегатов. И это то, о чем я хотел бы немного поговорить с вами сегодня.

Я знаю, что большинство из вас уже знакомы с основными компонентами насосной установки. Вы используете прогулочные балки, голову вашей лошади, подшипники седла, хвостовые подшипники, рисунки пальцев, стойки Samson, редукторы и тому подобное, а преимущества SPOC и SPOC, обеспечивающие наш частотно-регулируемый привод, действительно могут помочь вашему устройству выжить. И когда я говорю «выжить», я имею в виду тяжелый старт.Если вы просто запускаете типичный насосный агрегат с панелью управления, когда этот насосный агрегат включается и начинает работать, как вы очень хорошо знаете, это тяжелый старт. Это тяжелый запуск, который плохо сказывается на ваших двигателях, на ваших редукторах, подшипниках седла, хвостовых подшипниках и даже доходит до самих гаек и болтов самой насосной установки. С жесткими пусками, конечно, снова и снова, сотнями и, возможно, тысячами пусков и остановок на протяжении всего срока службы этой скважины и всего срока службы насосной установки, установленной на этой скважине.Тебя снова убегают. Многие ваши болты начинают ослабевать. Конечно, это создаст проблемы для этой области. Если это ваши посты Самсона, которые расслабляются или что-то в этом роде. Односторонняя автоматизация SPOC может помочь вам и помочь вашей насосной установке пережить тяжелые пуски с помощью плавного пуска частотно-регулируемого привода.

И я не знаю, как вы, но я не думаю, что когда-либо слышал о каких-либо двигателях, которые действительно сгорают в полевых условиях, к которым действительно подключен частотно-регулируемый привод.Как я уже сказал, у вас будет более мягкий старт. Он не получит такого сильного толчка. Итак, как только это устройство находится под напряжением, вы получаете 480 вольт, попадая прямо на эту панель, а затем сразу же иду к этому двигателю, яростно пиная его.

Другое преимущество, конечно же, — ваши откачки в полевых условиях. Ваши помпы могут уменьшать или увеличивать количество гребков в минуту, просто используя диск или сенсорный экран с регулируемым падением частоты SPOC. И с учетом вышесказанного, у вас есть уходящий колодец, вы разместили его в Интернете.Он работает восемь, 8,5 движений, минутная производительность начинает снижаться, бригадир или бригадир предлагает замедлить эту штуку до шести гребков в минуту. Что вы делаете? Вы зовете из экипажа. Они собираются выйти. Они собираются поменять смену за вас, в зависимости от того, где вы находитесь во время вождения, и тому подобное. Базовые затраты на замену вашего устройства, чтобы заставить его работать со скоростью шесть-шесть ходов в минуту, вы ожидаете от 500 до 1000 долларов для этой бригады, чтобы она вышла и сделала это, когда на вашем устройстве установлен частотно-регулируемый привод. просто берет ручной циферблат.Давайте просто убавим его или возьмемся за клавиатуру и уменьшим количество ударов в минуту. Держите это устройство в рабочем состоянии 24 часа в сутки. И это тоже поможет — точно так же, как я сказал в начале вашего жесткого запуска, когда этот блок работает по таймеру булавки или если он работает по таймеру, все, что будет запускаться и останавливаться, запускаться и останавливаться, запускаться и останавливаться . Это износ любого предмета. Особенно с насосным агрегатом, с количеством движущихся частей этого агрегата.

Я просто вернусь немного назад, чтобы поговорить о различных частях насосной установки, на которые она влияет.Это повлияет на ваш ходовой луч. Это повлияет на вашу голову. Это повлияет на ваши хвосты, седла, пальцы на запястьях. Все, что есть в этом устройстве, будет иметь свои последствия.

И с учетом сказанного, если у кого-то из вас есть какие-либо вопросы относительно частотно-регулируемого привода SPOC или у вас просто есть какие-либо вопросы. Пожалуйста, не стесняйтесь снимать трубку и звонить мне в любое время или отправить мне электронное письмо. Вот и все в этой серии. Желаю всем вам удачного дня и большое спасибо за ваше время.

Первичный двигатель для штангового насосного агрегата

Первичный двигатель (ПМ) вращает шестерни зубчатого редуктора посредством клиноременной передачи. Двумя наиболее распространенными PM являются электродвигатели и двигатели внутреннего сгорания (IC). Решение о том, что использовать, зависит от множества факторов, в том числе следующих:

• Наличие источника питания (электричество или горючая жидкость)
• л.с. для прокачки скважины
• Эффективность системы
• Возможность управления БДМ для согласования включения / выключения потенциальной работы насосного агрегата
• Наличие полевого и / или обслуживающего персонала, способного обслуживать и ремонтировать оборудование
• Состояние газа (сладкий или кислый) или наличие газа или жидкостей в настоящее время и в будущем (т.е., пропан или дизель), если используется двигатель внутреннего сгорания
• Текущие и будущие ожидаемые затраты на источник энергии
• Предполагаемые общие затраты на полный цикл (включая первоначальный капитал, эксплуатацию, техническое обслуживание, время простоя и ремонт) на время эксплуатации скважины

Эти соображения, а также другие факторы обсуждались в многочисленных публикациях. ^{[1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10]}

Двигатели

Есть три распространенных типа газовых двигателей, используемых в балочных насосных агрегатах:

• Двухтактный тихоходный двигатель
• Четырехтактный тихоходный двигатель
• Четырехтактный высокоскоростной двигатель

Характеристики этих двигателей обобщены здесь, а подробные сравнения и полевые опыты были опубликованы в другом месте. ^{[11] [12]}

Двухтактный тихоходный двигатель (менее 750 об / мин):

• Минимальное количество подвижных частей
• Прочная, сверхпрочная конструкция
• Тяжелый маховик, обеспечивающий сравнительно равномерное вращение коленчатого вала при циклической нагрузке насосного агрегата.
• Требуется минимальный объем обслуживания
• Возможен капитальный ремонт на объекте
• Требуется прочный фундамент
• Стоимость 1 л.с. выше, чем у быстроходных двигателей
• Масса на л.с. больше, чем у быстроходных двигателей
• Обычно может работать только на природном газе или сжиженном нефтяном газе (СНГ)
• Может иметь один или два цилиндра
• Система впрыска топлива должна использоваться, когда л.с. больше 40

Четырехтактный тихоходный двигатель:

• Широко используется
• Относительно мало подвижных частей
• Равномерная частота вращения коленчатого вала из-за большого маховика
• Может работать от регулятора для компенсации изменений нагрузки
• Работает на природном или сжиженном газе
• Ремонт обычно можно произвести без снятия двигателя с насосного агрегата
• Стоимость и вес на л.с. больше, чем у быстроходных двигателей
• Ограниченные размеры двигателя
• Обычно имеет один горизонтальный цилиндр.

Четырехтактные высокоскоростные двигатели (более 750 об / мин):

• Лучше всего подходит для портативных испытательных установок vs.стационарные установки
• Меньшая начальная стоимость
• Меньший вес на HP
• Широкий диапазон скоростей и мощностей
• Работает на различных видах топлива
• Во время цикла откачки происходят большие колебания скорости из-за небольшого эффекта маховика
• Работает на фиксированной дроссельной заслонке с механизмом регулятора, действующим только как устройство превышения скорости
• Имеет относительно короткий срок службы из-за быстро движущихся частей и требуемых жестких допусков.
• Требуется частая замена масла
• Требует частого обслуживания
• Капитальный ремонт требует снятия двигателя с насосной установки.

API Спец.7B-11C ^[13] содержит стандартные процедуры испытаний и эксплуатации, которые используются производителями для определения номинальных характеристик двигателей для работы на нефтепромыслах. Эти данные испытаний следует запросить и предоставить покупателю у производителя. Данные должны включать кривые производителя, показывающие крутящий момент, максимальную мощность тормоза и номинальную мощность тормоза в зависимости от частоты вращения двигателя. Это важно для определения диапазона скоростей, в котором двигатель может работать.

Общее руководство по установке и техническому обслуживанию газовых двигателей — API RP 7C-11F , ^[14] , которое охватывает все три типа двигателей и включает раздел по поиску и устранению неисправностей.Эту практику следует использовать в качестве отправной точки для двигателей, если иное не указано в руководстве по эксплуатации конкретного производителя. Кроме того, существует ряд опубликованных работ по установке, уходу, эксплуатации и смазке двигателей в качестве первичных двигателей для насосных агрегатов. ^{[15] [16] [17] [18] [19] [20] [21]}

Характеристики газового двигателя должны быть снижены в зависимости от высоты и температуры. API Spec.7B-11C для двигателей внутреннего сгорания рекомендует следующее:

• Вычитается 3% от стандартной тормозной мощности на каждые 1000 футов подъема над уровнем моря
• Вычтите 1% от стандартной тормозной HP на каждые 10 ° повышения температуры более 60 ° F или добавьте 1% на каждое понижение в градусах, если температура ниже 60 ° F
• Вычтите 20%, если двигатель работает постоянно.

Один из самых больших недостатков использования двигателей внутреннего сгорания — возможность автоматического управления их работой.Было опубликовано несколько публикаций об автоматических контроллерах, но они, как правило, имели ограниченное применение в полевых условиях, и не регистрировались долгосрочные производственные показатели. ^{[22] [23]}

Электродвигатели

После того, как было определено, что нужен электродвигатель, а не газовый, необходимо учесть несколько вещей, в том числе:

• Стандарт конструкции
• КПД агрегата
• Коэффициент циклической нагрузки
• Кожух двигателя

Был написан ряд статей об использовании электродвигателей для скважин с насосными штангами. ^{[1] [2] [4] [5] [6] [7] [24] [25]} Подробное обсуждение с примерами проблем для определения размеров двигателей, а также с обсуждением систем распределения электроэнергии для установок с несколькими скважинами, представлены в предыдущих изданиях Справочника по добыче нефти и Справочника по нефтяной инженерии . ^{[5] [6]}

Обычные двигатели

Электродвигатель, наиболее часто используемый для насосных установок, представляет собой трехфазный асинхронный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором.Эти двигатели используются по следующим причинам:

• Соответствие требованиям нагрузки.
• Низкая начальная стоимость.
• Наличие.
• Надежность обслуживания в полевых условиях.

Если трехфазное питание недоступно, можно использовать однофазные двигатели мощностью до 5 л.с. Этот двигатель крупнее и дороже трехфазного двигателя той же мощности. Необходимое напряжение двигателя (В) зависит от напряжения в системе распределения, расстояния до трансформаторов и размера двигателя.

Общее руководство по размеру двигателя и V составляет 115 или 230 В для однофазных двигателей; 115, 230, 460 или 575 В для многофазных двигателей до 50 л.с. и 460, 575 или 796 В для многофазных двигателей от 50 до 200 л.с. Двигатели для насосных агрегатов бывают разных типоразмеров: 1, 1,5, 2, 3, 5, 7,5, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60, 75, 100 и 125 л.с.

Стандарты проектирования NEMA

NEMA, Национальная ассоциация производителей электрооборудования, публикует стандарты проектирования двигателей. Двигатели можно приобрести с шестью стандартными синхронными скоростями, при этом двигатель со скоростью 1200 об / мин наиболее часто используется при перекачивании нефтяных скважин.Двигатели с несколькими номиналами, которые могут быть как с двойным, так и с тройным номиналом, иногда используются для перекачки нефтяных скважин; тройной рейтинг более распространен. Изменение одного из этих двигателей с одной номинальной мощности на другую требует замены выводов в корпусе двигателя, что, в свою очередь, изменяет внутреннюю систему проводки двигателя. Любые конденсаторы, предохранители или реле перегрузки в цепи также потребуют одновременной оценки и возможной доработки, чтобы убедиться, что она соответствует новым требованиям к напряжению / току.

NEMA представляет пять общих стандартов проектирования, которые предусматривают различные комбинации пускового тока, пускового момента и скольжения.Наиболее часто рекомендуемый электродвигатель для насосных агрегатов — это электродвигатель NEMA конструкции D со скоростью 1200 об / мин. Он имеет нормальный пусковой ток, высокий пусковой крутящий момент (272% или более крутящего момента при полной нагрузке) и высокое скольжение (от 5 до 8%). ). Поскольку спецификации конструкции D не составлены так точно, как для других конструкций, производители разработали несколько конструкций с вариациями проскальзывания, которые по-прежнему соответствуют спецификациям конструкции D.

Другие конструкции NEMA (A, B, C и F) используются не так часто. Тем не менее, были публикации о том, когда можно рассмотреть проекты NEMA C и / или B, особенно с приводами с регулируемой скоростью. ^[26]

Коэффициенты мощности

Коэффициент мощности определяет величину сетевого тока, потребляемого двигателем. Желателен высокий коэффициент мощности, поскольку он важен для снижения потерь в линии и минимизации затрат на электроэнергию. Более низкий коэффициент мощности означает, что агрегат работает не так эффективно, как должен. Крупногабаритные двигатели обычно имеют низкий коэффициент мощности. Обычно коэффициент мощности NEMA D составляет 0,87 при полной нагрузке, но уменьшается до 0,76 при половинной нагрузке. Обычно агрегаты должны работать с коэффициентом мощности больше 0.80 во избежание штрафов со стороны энергокомпаний; Таким образом, при изменении объема скважинной жидкости необходимо учитывать оптимизацию размера насосной установки и двигателя.

Использование конденсаторов может увеличить коэффициент мощности. Чтобы определить, нужна ли и какая емкость, определите коэффициент мощности установки при первоначальном запуске, а затем решите, оправдана ли корректировка. Если двигатель насосной установки имеет низкий коэффициент мощности, между двигателем можно установить конденсатор и отключить его. Из-за возможности поражения электрическим током это подключение должен выполнять только квалифицированный персонал.Помните, что изменение условий производства может потребовать проверки коэффициента мощности и изменения размеров реле перегрузки двигателя, если конденсатор находится на стороне нагрузки реле перегрузки.

Коэффициент циклической нагрузки

Когда двигатель используется для циклической нагрузки, такой как перекачка нефтяных скважин, он будет иметь тепловую нагрузку, превышающую такую ​​же среднюю нагрузку, применяемую на постоянной основе. Номинальная мощность электродвигателей зависит от того, насколько увеличивается температура двигателя под нагрузкой.Мощность двигателя, работающего циклически, должна быть меньше номинальной, указанной на паспортной табличке при полной нагрузке.

Истинные характеристики и номинальные характеристики двигателя при циклической нагрузке не могут быть определены с помощью обычных приборов показывающего или записывающего типа. Нагрев двигателя является функцией теплового тока или среднеквадратичного (RMS) тока, который представляет собой квадратный корень из среднего квадратов токов определенных интервалов времени. Это может быть более легко определено с помощью среднеквадратичного значения или теплового амперметра, который регистрирует среднеквадратичный ток, соответствующий истинной тепловой или «тепловой» нагрузке высокого давления на двигатель.Этот ток всегда будет выше среднего входного тока. Отношение средней выходной мощности HP к «тепловой мощности HP», соответствующей среднеквадратичному линейному току, называется коэффициентом снижения мощности двигателя и всегда меньше единицы. Обратным ему является коэффициент циклической нагрузки, который всегда больше единицы. Средний коэффициент снижения мощности двигателей NEMA Design C составляет 0,65; средний коэффициент снижения мощности двигателей NEMA Design D составляет 0,75.

Кожухи двигателя

Существует четыре основных типа кожухов двигателей:

• Защита от капель
• Брызгозащищенный
• Полностью закрытый вентилятор с охлаждением (TEFC)
• Взрывозащищенный

«Защищенный» относится к экранам, используемым над воздухозаборниками для предотвращения проникновения грызунов или других посторонних предметов.Корпус TEFC обеспечивает максимальную защиту двигателя внутри. Каплезащищенный двигатель должен быть пригоден для большинства установок насосных агрегатов, в которых двигатель находится на возвышении. Этот тип конструкции построен с закрытым передним колпаком для предотвращения попадания горизонтального дождя, мокрого снега или снега в двигатель. Брызгозащищенный двигатель обеспечивает несколько большую защиту от брызг жидкости, чем каплезащищенный. В предпочтительном корпусе двигатель устанавливается на основании или рядом с ним; взрывозащищенный корпус потребуется редко.Крепления на уровне двигателя на насосных агрегатах также были полезны для защиты двигателя от песка или снега.

Изоляция двигателя

NEMA установил классы изоляции и максимальные общие температуры, применимые к этим классам, для изоляции, используемой в обмотке двигателя. Для нормального срока службы температура обмоток двигателя не должна превышать максимально допустимую температуру для данного типа изоляции. Изоляция класса A имеет максимальную общую температуру 105 ° C, класс B = 130 ° C, класс F = 155 ° C и класс H = 185 ° C.Как правило, чем больше кожух двигателя ограничивает поток наружного охлаждающего воздуха, тем выше будет повышение температуры и, по всей вероятности, тем выше будет температура обмотки. Это повышение температуры необходимо учитывать при принятии решения о том, какой класс изоляции требуется.

Срок службы асинхронного двигателя переменного тока определяется сроком службы подшипников, сроком службы изоляции и текущим обслуживанием / осмотром. Повышение температуры важно, поскольку исследования показали, что на каждые 8 ​​° C превышения указанных значений температуры срок службы изоляции сокращается примерно вдвое.

Пробуксовка двигателя

Скольжение — это разница между синхронной скоростью двигателя и скоростью под нагрузкой, обычно выражается в процентах от синхронной скорости. Синхронная скорость — это теоретическая скорость двигателя без нагрузки. Характеристики скольжения очень важны, поскольку они определяют, сколько л.с. можно преобразовать в крутящий момент, чтобы начать вращение шестерен коробки передач. Двигатель с высоким скольжением позволяет кинетической энергии системы помогать в выполнении требований к пиковому крутящему моменту. Двигатель с малым скольжением будет реагировать на мгновенный запрос; Другими словами, двигатель с высоким скольжением замедляется больше при максимальном крутящем моменте, чем двигатель с низким скольжением.В результате для двигателя с высоким скольжением потребуются более низкие пиковые токи, чем для двигателя с низким скольжением. Насколько высоким должно быть скольжение двигателя для насосных установок, остается спорным; однако Хауэлл и Хогвуд заявили: «Проскальзывание более 7-8% не дает дополнительных преимуществ с точки зрения общей эффективности откачки». ^[7] На основании этой информации и характеристик скольжения различных конструкций, двигатель конструкции D со скольжением от 5 до 8% рекомендуется для большинства установок с насосными штангами.

Двигатели сверхвысокого скольжения (UHS)

Двигатели с повышенным скольжением доступны от некоторых производителей; один утверждал, что имеет характеристики скольжения от 35 до 40%, а также утверждал, что использование их двигателя UHS приведет к более низкой нагрузке на насосные штанги, меньшим пикам электрического тока и уменьшенному потреблению энергии. ^{[26] [27] [28] [29]} Однако для получения механического преимущества эти системы должны быть настроены в режиме высокого скольжения. Когда это делается, повышенное скольжение обычно снижает рабочую скорость и может привести к снижению производительности по сравнению с установкой NEMA D.

Блок управления двигателем

Блок управления двигателем размещен в защищенном от атмосферных воздействий кожухе NEMA Type 3 со специальными взрывозащищенными кожухами. Все блоки управления должны содержать следующее:

• Ручной выключатель с предохранителем
• Ручной переключатель включения / выключения / автоматического выбора
• Система грозозащиты

Иногда вместо предохранителей используются автоматические выключатели. Ручной выключатель с предохранителями действует как выключатель на входе в блок управления.Выключатель с предохранителем может быть расположен на полюсе перед пускателем двигателя; молниеотвод подключается к клеммам входящей линии непосредственно перед ручным выключателем с предохранителем и должен быть должным образом заземлен. В зависимости от встроенной защиты двигателя блок управления может содержать реле перегрузки, реле пониженного напряжения и / или таймер последовательного перезапуска.

Системы заземления

Электрооборудование должно быть правильно заземлено. Правильные процедуры заземления необходимы для безопасности персонала и хорошей работы оборудования.Рекомендуется сделать ссылку на Natl. Электротехнические нормы и Национальные правила. Правила электробезопасности для обеспечения безопасного заземления. Особое внимание следует уделить подключению заземляющего провода к обсадной колонне скважины. Соединение должно быть расположено там, где оно не будет нарушено во время операций по обслуживанию скважины, и должно быть механически надежным. Периодические (рекомендуется как минимум ежегодно) измерения целостности должны проводиться с помощью вольт-омметра между «новым чистым местом» (не там, где заканчивается заземляющий провод) на обсадной колонне скважины и новым местом на каждой части заземленного оборудования.Сопротивление, измеренное между любым оборудованием и корпусом, не должно превышать 1 Ом. Сопротивление, измеренное между системой заземления насосного агрегата и другим близлежащим грунтовым заземлением, не должно превышать 5 Ом. Однако эти измерения следует проверять с током, циркулирующим в системе, чтобы определить, в порядке ли заземление.

Лучевая помпа, л.с.

Существуют семь значений мощности (л.с.), которые следует учитывать при правильном проектировании и эксплуатации скважин с насосными штангами:

• Гидравлический
• Трение
• Пруток полированный
• Редуктор
• Привод клиноременной
• Тормоз
• Обозначенный

Гидравлический HP ( H _HP ) — это теоретический объем работы или мощности, требуемый для подъема количества жидкости с указанной глубины.Это теоретическая потребляемая мощность, поскольку предполагается, что нет проскальзывания насоса и прорыва газа. Таким образом, модель H _HP представляет собой минимальную работу, которая должна поднять жидкость на поверхность, и ее можно найти с помощью следующих уравнений:

…………… ….. (1)

или

……………….. (2)

Трение, л.с. ( F _HP ) это объем работы, необходимый для преодоления контактных сил трения, возникающих при попытке поднять жидкость на поверхность.Это трение может быть вызвано рядом источников, в том числе:

• Трение поршня по цилиндру
• Износ штанги и / или муфты на НКТ
• Песок
• Накипь и / или продукты коррозии, затрудняющие работу насоса
• Стержни и муфты, движущиеся в жидкости
• Жидкость движется вверх по трубке
• Нормальное и повышенное трение сальника
• Жидкость и газ, протекающие через выкидной трубопровод и аккумуляторные объекты

F _HP , таким образом, зависят от таких факторов, как прямая и глубокая скважина, вязкость жидкости, скорость откачки и насосно-компрессорные трубы. / изгиб стержня.В большинстве ситуаций, если мы не знаем всех этих факторов, мы не знаем, что такое F _HP . Однако для целей проектирования в расчетах API RP11L учитываются эффекты трения, которые проявляются в пиковых и минимальных нагрузках на полированный стержень и в расчете HP на полированный стержень ( P _HP ).

P _HP — это объем работы, необходимый для искусственного подъема жидкости в резервуар.Это сумма H _HP плюс F _HP . Для целей проектирования API RP11L предполагает, что эти значения связаны с F _o / SK _r и N / N _o 901, где K r — нагрузка, необходимая для растяжения колонны штанг на 1 дюйм, а N _o — собственная частота прямой колонны штанг.При наличии карты поверхностного динамометра можно измерить P _HP , потому что площадь карты — это работа, выполняемая полированным стержнем для подъема жидкости на поверхность. Формула для расчета P _HP следующая:

……………….. (3)

Редуктор HP ( G _л.с. ) — это значение, используемое для определения эффективности агрегата (т. Е. Насколько нагружен зубчатый редуктор по сравнению с требуемым пиковым крутящим моментом). G _HP можно рассчитать по следующей формуле:

……………….. (4)

клиноременный привод HP ( V _л.с. ) — максимальная мощность, необходимая клиновым ремням для передачи на зубчатый редуктор. API Спец. 1B ^[30] утверждает, что V _HP для блока накачки пучка имеет следующий вид:

……………….. (5)

л.с. ( B _л.с. ) — это мощность, необходимая первичному двигателю для поворота шкива, который заставляет шестерни редуктора вращаться и запускает кривошипы.Эта мощность должна компенсировать неэффективность всех компонентов, участвующих в приведении кривошипов во вращение для передачи мощности на полированный стержень. B _HP можно найти с помощью рекомендаций Gipson and Swaim ^[31] по следующему уравнению:

……………….. (6 )

Коэффициент полезного действия находится на графике, если G _л.с. разделить на номинальный крутящий момент коробки передач API, а затем пересечь кривую эффективности изношенного или нового агрегата.Этот коэффициент полезного действия применяется к P _HP для преобразования его в B _HP на первичном двигателе и требуется для компенсации потерь мощности, вызванных трением в наземном оборудовании. Рис. 1 — это рекомендуемая кривая для определения КПД высокого давления.

Кроме того, минимальная оценка этого HP по NEMA для двигателей конструкций D и C составляет:

……………….. (7)

Это Коэффициент снижения мощности составляет 56 000 или 45 000 для двигателей D или C соответственно.

Указанная л.с. ( I _л.с. ) — это мощность, необходимая первичному двигателю для удовлетворения требований B _л.с. и определяющая размер двигателя, который необходимо заказать. Он находится с помощью следующего уравнения:

……………….. (8)

Этот коэффициент снижения мощности учитывает продолжительную работу и тепловые эффекты. Коэффициенты снижения номинальных характеристик электродвигателей составляют 0,75 и 0,65 для NEMA D и C соответственно.Коэффициент снижения характеристик газового двигателя зависит от типа двигателя и режима работы, скорости вращения, высоты над уровнем моря и температуры окружающей среды. Влияние этих параметров обсуждается в API Spec.7B-11C , ^[13] , параграфы 2.11 и 2.13. Эмпирическая оценка коэффициента снижения мощности двигателя выглядит следующим образом:

……………….. (9)

Пример решения проблем HP

Учитывая предыдущие определения HP, а также информацию и расчеты в API RP11L (стр. 7), найдите все семь HP:

• H _HP = [175 (BFPD) × 350 (фунт-сила / баррель) × 0.9 × 4500 (футов)] / (33000 × 1440) = 5,2 л.с.
• P _л.с. = линия 26 = 8,5 л.с.
• F _л.с. = P _л.с. — H _л.с. = 8,5–5,2 = 3,3 л.с.
• G _HP = строка 25/4960 = 133 793/4960 = 26,9 л.с.
• Предположим, что 160 000 фунт-сила-дюйм. единица заказана для размещения расчетной 133 793 фунт-силы-дюйм. пиковый крутящий момент, и используя Рис. 1 , найдите коэффициент полезного действия 0,86: V _л.с. = (133 793 × 16) / 70 000 = 35,6 л.с.
• B _HP = (P _HP / коэффициент полезного действия), где коэффициент полезного действия определяется как G _HP / рейтинг редуктора = (8,5 × 4 960) / 160 000 = 0,2635. На рис. 1 коэффициент полезного действия равен 0,64. Таким образом, B _HP = (8,5 / 0,64) = 13,28 л.с.
• Предполагая двигатель NEMA D, I _л.с. = (B _л.с. / коэффициент снижения мощности) = 13,28 / 0,75 = 17,7 л.с.

Следовательно, следует покупать двигатель мощностью 20 л.с. Однако двигатель мощностью 15 л.с. может работать, но некоторые аспекты неизвестны, включая фактический противовес, разделенный на оптимальный противовес, давление в выкидной линии и фактические эффекты трения.Тепловой ток (в амперах) можно измерить, чтобы определить, какая мощность двигателя фактически используется после установки блока и двигателя. Затем фактический размер двигателя может быть уточнен для других устройств в этом районе.

Шкивы и клиноременные передачи

Первичные двигатели — с бензиновым или электродвигателем — работают со скоростью от 300 до 1200 об / мин. Эта скорость должна быть уменьшена до требуемой скорости насосного агрегата от 2 до 25 об / мин. Это достигается с помощью шкивов, клиноременных передач и зубчатых редукторов.Шкив — это шкив с канавками, и его основная цель — изменение скорости между первичным двигателем и коробкой передач. Ремень — обычно клиновой — представляет собой гибкую ленту, соединяющую и проходящую вокруг каждого из двух шкивов. Его цель — передавать мощность от шкива первичного двигателя к шкиву насосной установки. Важно понимать основы шкивов и клиновых ремней, чтобы знать, как выбрать шкив для определенной скорости откачки и определить необходимое количество клиновых ремней.

Основание шкива

Шкивы бывают разной ширины и имеют от 1 до 12 канавок.Они выбираются на основе делительного диаметра (PD) относительно того, сколько кубометров в минуту будет перекачивать установка. Новые балочно-насосные агрегаты можно приобрести со шкивами разного размера на редукторе. Также можно приобрести шкивы, подходящие для клиновых ремней различного сечения. Следует выбрать шкив насосного агрегата, который будет допускать максимальное отклонение скорости (вверх и вниз) от проектной скорости без нарушения спецификации API . 1B ^[30] правила. Большинство шкивов агрегатов имеют канавки для большего количества ремней, чем действительно необходимо, потому что большинство агрегатов редко, если вообще когда-либо, работают с максимальной мощностью.Максимальное значение V _HP показано в Eq. 5 выше.

Следует заполнять только канавки, наиболее близкие к первичному двигателю и зубчатому редуктору, и устанавливать только достаточное количество ремней для передачи V _HP из-за следующих соображений:

• Излишнее натяжение ремней, которые будут находиться дальше от оборудования, чем требуемые ремни, создаст ненужные нагрузки на подшипники
• Шкивы шире, чем необходимо, и дополнительные ремни увеличивают инвестиционные затраты
• Для изгиба дополнительных ремней вокруг шкивов требуется больше энергии, что увеличивает эксплуатационные расходы.

Производители насосных агрегатов обычно указывают все размеры шкивов агрегатов в своих каталогах.Шкивы двигателя доступны с различными PD и количеством канавок ремня. Таблица A.1 в API Spec. 1B содержит общедоступные шкивы. Из-за наличия моторных шкивов следует выбирать из перечисленных в верхней части таблицы.

Базовый клиновой ремень

Клиновой ремень имеет трапециевидное поперечное сечение, предназначенное для работы в шкивах с канавками соответствующей формы. Это рабочая лошадка в отрасли, доступная практически у каждого дистрибьютора клиновых ремней, и ее можно адаптировать практически к любому приводу.Он был спроектирован так, чтобы заклинивать шкив, тем самым увеличивая силу трения, создаваемую натяжением; это, в свою очередь, снижает натяжение ремня, необходимое для эквивалентного крутящего момента. Помните, что ремень предназначен для передачи мощности от шкива первичного двигателя к шкиву насосного агрегата. Следовательно, количество и размер необходимых ремней зависят от передаваемой мощности.

Армирующие корды, обычно изготавливаемые из вискозы, нейлона или других полимерных материалов, обеспечивают несущую способность клинового ремня.Шнуры обычно заключены в мягкую резиновую матрицу, называемую амортизирующей секцией. Балансировка ремня сделана из более твердой резины, и вся секция обычно закрыта (т. Е. Обернута) устойчивой к истиранию курткой или чехлом.

Когда ремень изгибается вокруг шкива, нейтральная к изгибу ось является единственной частью, которая не изменяет длину окружности. Эта линия (не меняющая длину) называется делительной линией и определяет «эффективный» радиус шкива, который, в свою очередь, определяет отношения крутящего момента и скорости.Положение этой линии, когда она изгибается вокруг шкива, образует делительную окружность с делительным диаметром.

Классические клиновые ремни изготавливаются пяти стандартных поперечных сечений, обозначенных буквами A (наименьшее поперечное сечение), B, C, D и E (наибольшее поперечное сечение). HP, которое ремень может передавать, быстро падает по мере уменьшения размера шкива. Шкивы меньшего размера не рекомендуются из-за:

• Пониженное HP
• Пониженная эффективность передачи
• Меньший срок службы ремня
• Менее экономичный привод

Рис.1 показывает мощность, которую может передавать один ремень для выбранного шкива малого диаметра для различных поперечных сечений ремня.

• Рис. 1 — Рекомендуемая передаваемая мощность на один ремень для выбранного размера шкива и типа поперечного сечения клинового ремня.

Ремни других типов

Существуют и другие типы ремней (т. Е. Плоские, узкие и зубчатые ремни, а также другие разновидности клиновых ремней). Например, узкие поликлиновые ремни (силовые ленты) были разработаны, потому что максимальная грузоподъемность для данной ширины ремня требовала использования узкого сечения.Это обеспечило максимальную поддержку натяжных кордов за счет соединения ремней вместе. Поликлиновые ремни обеспечивают полную поддержку с минимальным компромиссом с точки зрения дополнительного натяжения.

Выбор шкива

Первый шаг в проектировании клиноременной передачи насосной установки состоит в выборе шкива для установки и первичного двигателя. Для этого необходимо знать желаемую скорость откачки ( N ), а также скорость (в об / мин) первичного двигателя и передаточное число.Если известны другие параметры, это уравнение можно изменить, чтобы определить любой требуемый коэффициент:

……………….. (10)

Самый большой шкив двигателя в эта группа обеспечит максимальное снижение скорости откачки для будущих операций просто за счет замены шкивов двигателя.

Двойной редуктор с электродвигателем

Для агрегата с двойным редуктором, приводимого в движение электродвигателем, потребуется снижение скорости с помощью клиноременной передачи примерно на 2: 1 при высоких скоростях откачки.На малых скоростях соотношение будет 6: 1. Когда для шкива агрегата предлагаются две секции ремня, меньшая часть ремня позволит использовать меньший шкив двигателя и более низкую скорость откачки. В большинстве случаев меньшая часть ремня с одним из двух шкивов наибольшего размера обеспечивает наибольшую гибкость.

Двойной редуктор с газовым двигателем

Для агрегата с двойным редуктором, приводимого в действие тихоходным газовым двигателем, потребуется снижение скорости 1: 1 при высокой скорости откачки; при низкой скорости откачки соотношение будет 3: 1.В этих случаях снижение скорости (которое можно ожидать из-за привода) следует проверять с помощью предлагаемого агрегата и первичного двигателя. Если через клиноременную передачу когда-либо потребуется небольшое снижение скорости или его отсутствие, один из двух шкивов меньшего размера позволит использовать меньший (и менее дорогой) шкив первичного двигателя. Также можно использовать более крупную секцию ремня, и для этого может потребоваться меньше ремней.

Определение необходимого количества ремней

Первым шагом в определении количества необходимых ремней является расчет V _HP .Когда известен пиковый крутящий момент, это предпочтительный метод расчета проектной мощности. Если максимальный крутящий момент неизвестен, рекомендуется сервисная коррекция 1,6.

Остальные вычисления можно выполнить, следуя процедуре, описанной в Разделе 4 API Spec. 1В , начиная с пункта 4.5 (стр. 11). Полная конструкция требует, чтобы было известно расстояние между центрами приводного и ведомого шкивов. Основные шаги приведены в API Spec. 1Б .Здесь представлен пример расчета.

Пример задачи

В качестве примера задачи выберите оптимальный шкив редуктора для насосной установки C-160D-173-86, которая будет работать с полностью загруженным редуктором.

Дано: Шкивы зубчатого редуктора, доступные из каталога производителя насосных агрегатов: 20-, 24-, 30-, 36- и 38-дюймовые. ПД-3С. Предположим, что средняя частота вращения первичного двигателя = 1120. Наименьший шкив двигателя с C-образным сечением, который следует учитывать, = 9 дюймов PD (т. Е., 9,4 дюйма Внешний диаметр в таблице 3.1 API Spec. 1Б ). Самый большой шкив, который следует учитывать, чтобы поддерживать расчетную скорость частичного разряда менее 5000 фут / мин = 16 дюймов. PD (расчеты показывают PD 17 дюймов, но на странице 32 API Spec. 1B указано, что шкивы с C-образным сечением 17 дюймов PD обычно не доступны; экономические соображения должны отговаривать инженеров и других лиц от рекомендаций, не указанных в списке). Перекачиваемая жидкость имеет вязкость примерно 1 сП. Передаточное число насосного агрегата — 28.67. Максимальная скорость с 86-дюймовым. ход должен привести к коэффициенту ускорения 0,3, при котором максимальное spm ≤ (0,3 × 70 500/86) 0,5 ≤ 15,7. Минимальная скорость с 86-дюймовым. ход должен привести к коэффициенту ускорения ≤ 0,225, при котором минимальное spm ≤ (0,225 × 70 500/86) 0,5 ≤ 13,6.

Найдите: оптимальный шкив редуктора и необходимое количество ремней С-образного сечения, предполагая, что редуктор полностью загружен и работает с максимальной и минимальной скоростью, определяемой выбранным шкивом.

Решение 1 . Решение для скоростей откачки из Ур. 2 = [скорость первичного движителя (об / мин) × PD первичного движителя] / [(PD шкива редуктора) × (1 / передаточное число насосного агрегата)]. Например, 1120 × 9/20 × 1 / 28,67 = 17,1. Остальные скорости могут быть рассчитаны аналогичным образом для различных имеющихся шкивов зубчатого редуктора и самого маленького или самого большого шкива первичного двигателя. Сводка этих расчетов приведена в , Таблица 2, .

Из таблицы видно, что 38-дюйм.Подобрать шкив редукторный ПД-4С; однако 36-дюйм. шкив коробки передач приемлем.

Решение 2 .

1. V _HP при 9 об / мин = 160 000 × 9/70 000 = 20,6.
2. л.
3. Количество необходимых ремней = 20,6 / 11 = 2 ремня.
4. V _HP при 16 об / мин = 160 000 × 16/70 000 = 36.6
5. л.
6. Количество необходимых ремней = 36,6 / 25 = 2 ремня.

Обратите внимание, что ни один расчет не оправдывает заполнение всех канавок в шкиве редуктора. Нет никаких оснований для использования большего количества ремней, чем указано в спецификации API . 1Б .

Номенклатура

Ссылки

1. ↑ ^{1.0 1.1} Заба, Дж. 1943. Методы откачки нефтяных скважин: Справочное руководство для добытчиков. Нефть и газ J. (июль).
2. ↑ ^{2,0 2.1} Заба, Дж. 1962. Современная перекачка нефтяных скважин. Талса, Оклахома: Petroleum Publishing Co.
3. ↑ Доннелли Р.В. 1986. Добыча нефти и газа: перекачка луча. Даллас, Техас: PETEX, Техасский университет.
4. ↑ ^{4,0 4,1} Сэйбер, Т. 1993. Современная насосная штанга. Талса, Оклахома: Книги PennWell.
5. ↑ ^{5,0 5,1 5,2} Frick, T.C. 1962. Справочник по добыче нефти, Vol. 1. Даллас, Техас: Общество инженеров-нефтяников.
6. ↑ ^{6,0 6,1 6,2} Брэдли, Х. 1987. Справочник по нефтяной инженерии. Ричардсон, Техас: SPE.
7. ↑ ^{7,0 7,1 7,2} Хауэлл, Дж. и Хогвуд, E.E. 1981. Электрифицированная добыча нефти. Талса, Оклахома: Книги PennWell.
8. ↑ Худ, Дж. 1956. Выбор и применение первичных двигателей для перекачки нефтяных скважин. Документ 022, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1956 года, Лаббок, Техас, 15–16 апреля.
9. ↑ Оуэн, Р.К. 1958. Экономика первичных двигателей для подъема нефти. Документ 010, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1958 года, Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
10. ↑ Дрейк, Р. В. Младший, 1963. Выбор основных движущих сил. Документ 007, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1963 года, Лаббок, Техас, 18–19 апреля.
11. ↑ Реборг, Е. 1956. Тихоходные насосные двигатели для масляных насосов. Документ 015, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1956 года, Лаббок, Техас, 15–16 апреля.
12. ↑ Худ, Дж. Дж. 1957. Сравнение тихоходных и высокоскоростных двигателей для нефтяных месторождений. Документ 010, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1957 года, Лаббок, Техас, 11–12 апреля.
13. ↑ ^{13,0 13,1} API Spec. 7B-11C, Технические условия для поршневых двигателей внутреннего сгорания, девятое издание. 1994. Вашингтон, округ Колумбия: API (ноябрь 1994 г., подтверждено в январе 2000 г.).
14. ↑ API RP 7C-11F, Рекомендуемая практика установки, обслуживания и эксплуатации двигателей внутреннего сгорания, пятое издание.1994. Вашингтон, округ Колумбия: API (ноябрь 1994 г., подтверждено в январе 2000 г.).
15. ↑ Худ, Дж. 1954. Эксплуатация и обслуживание механических первичных двигателей. Документ 009, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе в 1954 г., Лаббок, Техас, 13–14 апреля.
16. ↑ Freeman, W.F. 1955. Техническое обслуживание тихоходных газовых двигателей. Документ 023, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1955 года, Лаббок, Техас, 14–15 апреля.
17. ↑ McConnell, L.A. 1957. Уход за многоцилиндровыми двигателями и их эксплуатация.Документ 017, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1957 года, Лаббок, Техас, 11–12 апреля.
18. ↑ Jenkins, W.L. 1958. Уход и эксплуатация высокоскоростных насосных двигателей. Документ 012, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1958 года, Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
19. ↑ Hiltpold, M.W.1958. Уход за многоцилиндровыми двигателями и их эксплуатация. Документ 014, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1958 года, Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
20. ↑ Форингер, Д.E. 1962. Характеристики моторного масла. Бумага 040 презен
21. ↑ Роден, Д. 1960. Техническое обслуживание и эксплуатация многоцилиндровых двигателей. Документ 063, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе в 1960 г., Лаббок, Техас, 21–22 апреля.
22. ↑ Армстронг, Дж. Р. 1980. Автоматическая работа газовых двигателей. Документ 015, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum в 1980 г., Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
23. ↑ Милло, С.Ф. Младший и Милло Д. 1996. Управление насосом для насосных агрегатов с приводом от газового двигателя.Документ 018, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1996 г., Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
24. ↑ Howell, J.K. 1958. Электродвигатели и их рейтинг для насосных штанг. Документ 011, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1958 года, Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
25. ↑ API Spec. 11L6, Технические условия на первичные двигатели электродвигателей для обслуживания лучевых насосных агрегатов, первое издание. 1993 г. Вашингтон, округ Колумбия: API (июнь 1993 г., приложение от ноября 1996 г.).
26. ↑ ^{26.0 26,1} Виноградник, Т.Д., Хамфрис, Т.В., и Дивайн, Д.Л. 1992. Новая динамичная концепция перекачки балок — перекачка с регулируемой скоростью. Документ 027, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum Short Course 1992 г., Лаббок, Техас, 22–23 апреля.
27. ↑ Честейн, Дж. 1968. Как накачать больше за меньшие деньги с помощью двигателей со сверхвысоким скольжением. Oil & Gas J. (март): 62.
28. ↑ Саймон, Д.Дж. 1973. Конструктивные соображения для применения двигателей UHS в балочных насосных системах. Документ 020, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1973 г., Лаббок, Техас, 26–27 апреля.
29. ↑ Justice, M.W. 1986. Оптимизация откачки с помощью HHS Motors. Документ 024, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum в 1986 г., Лаббок, Техас, 23–24 апреля.
30. ↑ ^{30,0 30,1} API Spec. 1B, Спецификации для нефтепромысловых клиновых ремней, шестое издание. 1955. Вашингтон, округ Колумбия: API.
31. ↑ Gipson, F.W. и Swaim, H.W. 1988. Цепь проектирования балочной откачки. Представлено на кратком курсе Southwestern Petroleum Short Course 1988 г., Лаббок, Техас, 23–25 апреля.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на других веб-сайтах, кроме PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Первичные движители

Штанговый подъемник

Штанговые насосные агрегаты

Наземное оборудование подъемника насосных штанг

PEH: Подъемник насосной штанги

Страница чемпионов

Джон Г.Свинос

Категория

Штанговые насосные агрегаты — PetroWiki

Многие устройства подключаются к скважинному штанговому оборудованию через полированный шток на поверхности, который сообщает возвратно-поступательное движение колонне штанг и насосу. В истории насосной штанги автономная наземная насосная установка стала зарекомендовавшей себя технологией. Многие типы насосных агрегатов доступны в продаже. Наиболее широко используемые имеют шагающую балку в качестве горизонтального несущего элемента и стойку сампсона, которая поддерживает балку вертикально.Эти терминология и конфигурации были адаптированы из кабельных буровых установок, используемых для бурения ранних нефтяных скважин, и преобразованы в обычную насосную установку.

API стандартизировал конструкцию, терминологию и многие компоненты, используемые для насосных агрегатов, в спецификации API . 11E . ^[1] ISO приняла использование этого стандарта в качестве основы для ускорения публикации стандарта ISO Standard 10431 . ^[2] В настоящее время это сопоставимые стандарты и охватывают два основных компонента, составляющих насосный агрегат: зубчатый редуктор и конструкцию.Они стандартизированы отдельно, поскольку производитель редуктора может быть отделен от производителя конструкции, который будет нести ответственность за сборку.

Обозначение агрегата

Насосный агрегат получается, когда зубчатый редуктор и конструкция соединяются вместе. Эти агрегаты имеют номинальный размер, который описывает возможности агрегата с номиналом редуктора, максимальной конструктивной способностью и максимальной длиной хода. Номер редуктора — это максимальный номинальный крутящий момент в фунт-сила-дюйм.делится на 1000. Номер конструкции — это максимальная нагрузка на балку в фунтах-силах, деленная на 100, а максимальная длина хода — в дюймах. В результате получается описание из трех цифр, разделенных дефисом, в диапазоне от 6,4-21-24 до 3,648-470-300 для 77 возможных стандартизованных единиц. Они описывают самую маленькую единицу с усилием 6400 фунт-сила-дюйм. редуктор, конструктивная нагрузка 2100 фунтов-силы и 24 дюйма. ход до самого большого блока с 3 648 000 фунт-силы-дюйм. редуктор, конструкция на 47000 фунтов и 300 дюймов Инсульт. Однако не все эти размеры агрегатов доступны от всех производителей во всех возможных конструктивных геометриях.

Коммерчески доступные агрегаты дополнительно описываются путем добавления структурного типа или геометрии и, возможно, типа зубчатого редуктора [одинарный (без букв) или двойной (D)]. Как обычно,

• B для обычного блока со сбалансированным лучом
• C — это обычный блок с балансиром кривошипа
• A для пневмобаллонного агрегата
• M для блока Mark II ^TM
• RM обозначает агрегат Reverse Mark ^TM (ранее назывался TorqMaster)

Пример обозначения для обычного насосного агрегата с кривошипно-балансирным механизмом и насосом на 456 000 фунт-сила-дюйм.редуктор с двойным редуктором, конструкцией 30 500 фунтов силы и максимальной длиной хода 168 дюймов будет C456D-305-168.

Следует связаться с производителями для получения информации об их обычной доступности, специальных конструкциях, размерах и типах продаваемых ими устройств. Тем не менее, Таблица 1 показывает минимальный и максимальный диапазоны размеров, коммерчески доступные от крупного производителя в США. ^[3]

Редуктор зубчатый

В настоящее время API Spec включает 18 типоразмеров зубчатых редукторов.11E . ^[1] Диапазон размеров от 6,4 до 3 648 или от 6 400 до 3 648 000 фунтов силы-дюймов. вместимость. Когда эти редукторы помещены в их рабочий корпус и прикреплены к конструкции насосного агрегата, это оборудование обычно называют редуктором. В насосных агрегатах обычно используется одно- или двухступенчатая передача с понижением скорости примерно 30: 1 от первичного двигателя до скорости откачки. Стандарты также включают цепные редукторы, в которых используются звездочки и цепи для передачи скорости первичного двигателя через конструкцию на колонну штанг.Доступны приводы с одно-, двух- и трехступенчатым редуктором. Хотя это все еще возможная конструкция редуктора, они ограничены по мощности и обычно не используются.

Параметры передачи для скорости и жизни

могут работать в широком диапазоне скоростей откачки. Было признано, что существует необходимость в номинальной скорости откачки для определения параметров различных зубчатых редукторов. Первоначально в промышленности была принята номинальная скорость 20 об / мин. Это предполагает, что ход агрегата вверх и вниз образует один полный цикл хода.

По API Спец. 11E был пересмотрен с течением времени, номинальная частота вращения для редукторов 456 и большего размера была снижена, поскольку было нецелесообразно ожидать, что более крупные редукторы будут работать со скоростью 20 об / мин с большей длиной хода и более крупными конструкциями. Фактически, промышленные установки с этими редукторами аналогичного размера могут работать со скоростью от 580 до 1750 об / мин. Стандарт Американской ассоциации производителей шестерен (AGMA) 422.03, ^[4] , который является основой API Spec.11E , ограничивает скорость редуктора либо средней скоростью любой ступени до 5000 футов / мин и / или скоростью любого вала до менее 3600 об / мин.

Следует отметить, что ни один из отраслевых стандартов API, ISO или AGMA ^[5] не определяет требуемый срок службы редуктора; тем не менее, практическое правило предполагает ожидаемый срок службы от 20 до 25 лет. Это предполагает, что коробка передач не перегружена и не эксплуатируется неправильно и обслуживается надлежащим образом. Один производитель насосных агрегатов разработал график (показан на рис.2 ), показывающий влияние на срок службы коробки передач из-за перегрузки мощности коробки передач (на основе личного общения с К. Хантом, Lufkin Industries). Это показывает, что, хотя текущие разработанные и изготовленные API редукторы могут быть перегружены без катастрофического отказа, в зависимости от величины перегрузки, ожидаемый срок службы должен быть сокращен.

• Рис. 2 — Влияние перегрузки редукторов насосных агрегатов на ожидаемый ресурс.

AGMA Стандарт 2001-C95 ^[5] предоставляет способ расчета напряжения на зуб, который должен обеспечивать удовлетворительную работу в течение разумного времени.Если существующие расчеты используются и обрабатываются в обратном порядке для расчета срока службы приемлемой конструкции, то следует ожидать срок службы редуктора более 4 × 10 ⁸ циклов при номинальной нагрузке по крутящему моменту. Это привело бы к сроку службы — при постоянной скорости насосной установки 10 футов в минуту в течение каждого дня в году — более 76 лет. Однако это по-прежнему предполагает правильную установку, эксплуатацию и техническое обслуживание редуктора.

Типовые конструкции

Промышленные стандарты для насосных агрегатов разработали минимальные требования к проектированию и производству различных структурных компонентов — балок, валов, подвески, тормозов, конической головки, кривошипов и подшипников.Четыре основных стандартных геометрических формы конструкции насосных агрегатов, указанные в спецификации API Spec. 11E следующие:

• Задняя геометрия, рычажные системы класса I с противовесом кривошипа.
• Передняя геометрия, рычажные системы класса III с противовесом кривошипа.
• Передняя геометрия, рычажные системы класса III с воздушным противовесом.
• Задняя геометрия, рычажные системы класса I с фазированным противовесом кривошипа.

Эти стандартизированные конструкции более широко известны под соответствующими обозначениями:

• Обычный
• Марк II ^TM
• Воздушная балансировка
• Reverse Mark ^TM Ранние модели были известны как блоки TorqMaster.

Существуют вариации этой геометрии, например, для наклонных колодцев или низкопрофильные для полей, орошаемых над землей. Кроме того, существуют особые геометрические формы или конструкции, основанные на гидравлике, пневматике или ремнях. Поскольку на эти конструкции не распространяются отраслевые стандарты, рекомендуется, чтобы эти специальные устройства были правильно спроектированы, изготовлены в соответствии с отраслевыми стандартами качества, а также установлены и эксплуатируются в соответствии с рекомендациями производителя.

Выбор агрегата

Было опубликовано множество публикаций о преимуществах, недостатках и выборе различных стандартных геометрических форм и специальных насосных агрегатов, включая следующие:

Ниже приводится краткое описание и сравнение четырех стандартных насосных агрегатов.

Традиционная единица измерения, вероятно, является наиболее часто используемой единицей. Он прост в установке, имеет самый широкий диапазон доступных размеров, обычно имеет более низкие эксплуатационные расходы, чем другие агрегаты, не требует подъемного оборудования или жестких опор для изменения длины хода и может работать быстрее в скважинах, в которых свободное падение ограничивает скорость откачки. Максимальная скорость откачки для обычного агрегата в средней скважине оценивается в 70% от максимального свободного падения штанг в воздухе. Это сопоставимо с 63% для агрегатов с воздушным балансиром и 56% для агрегатов Mark II ^TM .Скорость свободного падения для условной единицы определяется по следующей формуле:

……………….. (1)

Скорость свободного падения снижена на 10 и 20% для пневмобаллонов и Mark II ^TM соответственно. Это означает, что в скважине со средним трением и глубиной 100 дюймов. с полированным ходом штанги упадут с максимальной скоростью 17,15 об / мин с обычным устройством, 15,43 об / мин с устройством с воздушной балансировкой и 13,72 об / мин для Mark II ^TM . Однако во время хода вниз не должно быть разделения между несущей балкой устройства и зажимом полированного штока.Эти скорости могут быть дополнительно уменьшены в скважинах с повышенным трением от плунжеров кольцевого композитного типа, наклонных отверстий, прилипания твердых частиц к скважинному насосу и / или очень вязкой нефти. Кроме того, традиционная геометрия устройства допускает вращение как по часовой, так и против часовой стрелки. Это может быть полезно для зубьев шестерни, которые повреждены в одном направлении из-за плохой эксплуатации или технического обслуживания, и может позволить вращение в противоположном направлении. Это продлит срок службы коробки передач.

В агрегатах с воздушным балансиром используется система рычагов, отличная от обычных агрегатов.Использование сжатого воздуха вместо тяжелых чугунных противовесов позволяет более точно управлять противовесом одним пальцем, который можно регулировать, не останавливая устройство. Устройство без противовесов весит намного меньше, чем обычное устройство такого же размера. Он также имеет более легкую основу и немного более светлый луч. Таким образом, его компактный размер и легкий вес имеют несколько преимуществ, особенно для портативных испытательных установок и для использования на морских платформах. Он также использует большее количество градусов хода кривошипа для завершения первой половины хода вверх, что имеет тенденцию уменьшать пиковую нагрузку.Это небольшое преимущество, если усталость штанги является проблемой. Однако возникают повышенные проблемы или проблемы с обслуживанием, особенно с утечкой через поршень, что может затруднить поддержание надлежащего давления воздуха. Кроме того, утечка также может вызвать разбрызгивание масла и, как следствие, воздействие на окружающую среду. Кроме того, конденсация воды в воздушной системе может вызвать повреждение, если она замерзнет, ​​если не будет использован надлежащий антифриз.

Узел Mark II ^TM имеет выравнивающую опору между стойкой Samson и нагрузкой на скважину.Подшипник выравнивателя расположен впереди или сбоку от средней линии тихоходного вала. Это отличается от устройства с воздушной балансировкой, в котором подшипник выравнивателя находится непосредственно над тихоходным валом. Расположение подшипников выравнивателя обеспечивает ход вверх приблизительно 195 ° и ход вниз 165 °. Это обеспечивает более медленный ход вверх с уменьшением ускорения на 20%, что приводит к снижению пиковой нагрузки на полированный стержень. Более медленный ход вверх также дает больше времени вязким жидкостям для заполнения цилиндра насоса и может увеличить объемный КПД насоса, но для этого требуется, чтобы агрегат работал только при вращении против часовой стрелки.

Хотя блоки Mark II ^TM сопоставимого размера тяжелее и дороже, чем традиционные блоки, заявленное снижение крутящего момента может сделать возможным использование блока Mark II ^TM на один размер меньше, чем требуется для обычного блока. Однако эти устройства не следует использовать, если ожидается высокая скорость откачки или динамометрические карты с недостаточным ходом, и / или имеются искривленные или наклонные скважины. Когда разрабатывается карта недостаточного хода или карта, которая не показывала ни недостаточного хода, ни перебега, обычное устройство или устройство обратной метки имеет более подходящую диаграмму допустимой нагрузки.

Блок Reverse Mark ^TM классифицируется как рычажная система с задним расположением, класс I с фазированным противовесом кривошипа. Фазированные кривошипы улучшают грузоподъемность; таким образом, как и Mark II ^TM , этот блок может иметь редуктор на один размер меньше, чем обычный блок. Однако это эмпирическое правило должно быть смягчено фактическими параметрами накачки и полученной формой динамометрической карты. Кроме того, фазовый кривошип также делает его однонаправленным.

У других специализированных единиц есть свои преимущества и недостатки, которые можно учитывать, если стандартные единицы не способны удовлетворить требования производственного проектирования. Независимо от того, какая единица выбрана, необходимо провести полный цикл экономического анализа для сравнения затрат на:

• Покупка
• Установка
• Техническое обслуживание
• Операция
• Ремонт
• Частота отказов
• Стоимость при перепродаже

Все эти параметры должны быть рассмотрены вместе с возможностью добычи необходимого объема жидкости с требуемой глубины скважины, чтобы решить, какая установка лучше всего подходит для конкретной скважины.

Размер

Существуют различные методы определения требуемого размера редуктора для насосной установки, включая «приблизительный метод», «инженерный анализ» и кинематику. ^{[1] [6] [7] [8] [12] [13] [14] [28]} Сегодня большинство инженеров / операторов, выбирающих насос блок будет полагаться на выходные данные программы проектирования колонн штанг, которая рассчитывает максимальный крутящий момент на полированной штанге.Они основаны на методе API RP 11L ^[8] и расширении волновых уравнений, которые позволяют учитывать геометрию, отличную от традиционной единицы измерения. Поскольку эти расчеты обеспечивают пиковые крутящие моменты на полированном стержне, крутящий момент должен передаваться через конструкцию и ее подшипники на коробку передач. Однако, поскольку эти подшипники не являются 100% эффективными, Gipson и Swaim ^[14] разработали кривые для выбора коробки передач с учетом этих недостатков; Фиг.1 показаны кривые потери эффективности как для новых, так и для бывших в употреблении агрегатов. Как правило, для этого требуется коробка передач по мощности примерно на 10 или 20% большей, чем максимальный крутящий момент, рассчитанный на полированном штоке для новых или бывших в употреблении агрегатов, соответственно. После определения допустимого максимального крутящего момента конструкции следует выбрать наиболее близкий из имеющихся, но с более высокими номинальными характеристиками, редуктор. Балку следует выбирать на основе расчетной пиковой нагрузки на полированную штангу из программы проектирования колонн штанг. Наконец, длину хода агрегата следует выбирать на основе требуемой производительности насоса с производственной подушкой от 10 до 20%.

• Рис. 1 — Рекомендации по снижению номинальных характеристик стандартизированных зубчатых редукторов насосных агрегатов, основанные на расчетах колонны насосных штанг и имеющейся или выбранной коробке передач.

Специальные насосные агрегаты и требуемый редуктор, конструктивная способность и желаемая длина хода должны быть согласованы с производителем, чтобы гарантировать рабочие характеристики агрегата.

Монтаж, эксплуатация и обслуживание насосных агрегатов

Выпущено много публикаций по установке, эксплуатации, техническому обслуживанию и смазке насосных агрегатов. ^{[12] [13] [54] [55] [56] [57] [58] [59] [60] [61] [62] [63] [64] [65]} Эти документы были включены в API RP 11G1 ^[66] , чтобы отразить минимальные рекомендуемые методы, рассматриваемые для установки, эксплуатации и смазки насосной установки. Кроме того, производители устройств могут иметь свои собственные документы и рекомендуемые процедуры по установке, эксплуатации и техническому обслуживанию, которым необходимо следовать.

Охранники

Надлежащая охрана насосной установки имеет решающее значение. Промышленный стандарт, Американский национальный институт стандартов (ANSI) / API RP 11ER , ^[67] , следует соблюдать при защите насосного агрегата, клиновых ремней, шкивов, маховиков, кривошипов, противовесов и движущихся частей на насосных агрегатах. . Крупные производители насосных агрегатов также являются отличными источниками рекомендаций по защите и обычно могут поставлять ограждения, которые будут соответствовать конкретным нормативным требованиям.

Номенклатура

Список литературы

1. ↑ ^{1,0 1,1 1,2 1,3} API Spec. 11Е, Технические условия на насосные агрегаты, 17-е издание. 1994. Вашингтон, округ Колумбия: API (ноябрь 1994 г. / подтверждено в январе 2000 г.).
2. ↑ ISO Spec. 10431, Технические условия для нефтяной и газовой промышленности — Насосные агрегаты.1993. ISO.
3. ↑ Общий каталог Группы нефтепромысловых продуктов. 2001. Луфкин, Техас: Lufkin Industries Inc.
4. ↑ AGMA 422.03, Практика винтовых и елочных редукторов для нефтепромысловых насосных агрегатов. 1998. Александрия, Вирджиния: Американская ассоциация производителей шестерен.
5. ↑ ^{5,0 5,1} AGMA 2001-C95, Основные номинальные коэффициенты и метод расчета для зубьев эвольвентных, прямозубых и косозубых зубчатых колес. 2001. Александрия, Вирджиния: Американская ассоциация производителей шестерен.
6. ↑ ^{6,0 6,1 6,2 6,3} Заба, Дж. 1962. Современная перекачка нефтяных скважин. Талса, Оклахома: Petroleum Publishing Co.
7. ↑ ^{7,0 7,1 7,2 7,3} Такач Г., 1993. Современная насосная штанга. PennWell Books, Талса, Оклахома, 230 стр. http://www.worldcat.org/oclc/27035195
8. ↑ ^{8,0 8,1 8,2} API RP 11L, Рекомендуемая практика для расчетов при проектировании насосных систем со штангой, четвертое издание, Опечатка 1.Вашингтон, округ Колумбия: API, Вашингтон, округ Колумбия.
9. ↑ Свинос, Дж. 1983. Точный кинематический анализ насосных агрегатов. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Франциско, Калифорния, США, 5–8 октября. SPE-12201-MS. http://dx.doi.org/10.2118/12201-MS
10. ↑ ^{10,0 10,1} Заба Дж. 1943. Методы откачки нефтяных скважин: Справочное руководство для добытчиков. Oil & Gas J (июль).
11. ↑ ^{11,0 11,1} Доннелли Р.В.1986. Добыча нефти и газа: перекачка луча. Даллас, Техас: PETEX, Техасский университет.
12. ↑ ^{12,0 12,1 12,2 12,3} Фрик, Т. 1962. Справочник по добыче нефти, Vol. 1. Даллас, Техас: Общество инженеров-нефтяников.
13. ↑ ^{13,0 13,1 13,2} Брэдли, Х. 1987. Справочник по нефтяной инженерии. Ричардсон, Техас: SPE.
14. ↑ ^{14,0 14,1 14,2} Гипсон, Ф.W. и Swaim, H.W. 1988. Цепь проектирования балочной откачки. Представлено на кратком курсе Southwestern Petroleum Short Course 1988 г., Лаббок, Техас, 23–25 апреля.
15. ↑ Клегг, Дж. Д. 1988. Высокоскоростной искусственный подъемник. J Pet Technol 40 (3): 277-282. SPE-17638-PA. http://dx.doi.org/10.2118/17638-PA
16. ↑ Hein Jr., N.W. 1996. Буровые насосные операции: решение проблем и технический прогресс. J Pet Technol 48 (4): 330-336. SPE-36163-MS. http://dx.doi.org/10.2118/36163-MS
17. ↑ Маккой, Дж., Подио, А.Л., Хаддлстон, К.Л. и другие. 1985. Акустические статические забойные давления. Представлено на симпозиуме SPE по производственным операциям, Оклахома-Сити, Оклахома, 10-12 марта 1985 г. SPE-13810-MS. http://dx.doi.org/10.2118/13810-MS
18. ↑ ^{18,0 18,1} Маккой, Дж. Н., Подио, А. Л., и Беккер, Д. 1992. Сбор и анализ цифровых данных о переходных режимах давления на основе акустико-эхометрических исследований в насосных скважинах. Представлено на конференции по добыче нефти и газа пермского бассейна, Мидленд, Техас, 18-20 марта 1992 г.SPE-23980-MS. http://dx.doi.org/10.2118/23980-MS
19. ↑ Watson, J. 1983. Сравнение различных геометрических характеристик насосных агрегатов классов I и III. Документ 030, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1983 г., Лаббок, Техас, 27–28 апреля.
20. ↑ Evans, C.E.1961. Какой тип балочной насосной установки вы бы использовали? Документ 015, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1961 года, Лаббок, Техас, 20–21 апреля.
21. ↑ Keiner, C.J. 1962. Насосные агрегаты API. Документ 024, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1962 года, Лаббок, Техас, 12–13 апреля.
22. ↑ Килгор, Дж.Дж., Трипп, Х.А., и Хант-младший, К.Л. 1991. Измерения эффективности системы насосной установки с шагающей балкой. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Даллас, Техас, 6-9 октября 1991 г. SPE-22788-MS. http://dx.doi.org/10.2118/22788-MS.
23. ↑ Берд, Дж. П. и Джексон, Британская Колумбия. 1962 г. Полевые испытания фронтальной механической нефтепромысловой насосной установки. Представлено на Совместном региональном совещании Скалистых гор, Биллингс, Монтана, SPE-382-MS. http://dx.doi.org/10.2118/382-МС
24. ↑ Берд, Дж. 1968. Перекачивание большого объема с помощью насосных штанг. J Pet Technol 20 (12): 1355–1360. SPE-2104-PA. http://dx.doi.org/10.2118/2104-PA
25. ↑ Нолен, К.Б. 1969. Глубокая штанговая перекачка большого объема. Представлено на осеннем собрании Общества инженеров-нефтяников AIME, Денвер, Колорадо, 28 сентября — 1 октября. SPE-2633-MS. http://dx.doi.org/10.2118/2633-MS
26. ↑ Гипсон, Ф.В. 1990. Максимальная мощность балочного насосного оборудования и высокопрочных стальных насосных штанг.Документ 026, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum Short Course 1990 г., Лаббок, Техас, 18–19 апреля.
27. ↑ Голт Р.Х. 1961. Геометрия насосного агрегата. Документ 002, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1961 года, Лаббок, Техас, 20–21 апреля.
28. ↑ ^{28,0 28,1} Берд, Дж. П. 1970. Эффективность системы рычагов особого класса III, применяемой для насосных штанг. Документ 009, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum Short Course 1970 г., Лаббок, Техас, 16–17 апреля.
29. ↑ Richards, C. 1956. Применение насосных агрегатов воздушного баланса. Документ 019, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1956 года, Лаббок, Техас, 15–16 апреля.
30. ↑ Берд, Дж. П. 1990. История, предыстория и обоснование насосной установки балочного типа для нефтяных месторождений Mark II. Документ 024, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum Short Course 1990 г., Лаббок, Техас, 18–19 апреля.
31. ↑ Берд, Дж. П. 1962. Последние достижения в конструкциях блоков балочного типа. Документ 001, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1962 года, Лаббок, Техас, 12–13 апреля.
32. ↑ Слотер, Э. мл. 1962. Проблемы выбора и применения насосного агрегата. Документ 001, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1962 года, Лаббок, Техас, 19–20 апреля.
33. ↑ Берд, Дж. П. 1989. Оценка эффективности режимов откачки балки и насосной штанги. Документ 021, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum 1989 г., Лаббок, Техас, 19–20 апреля.
34. ↑ Lekia, S.D.L. и Дэй, Дж. Дж. 1988. Усовершенствованная методика оценки эксплуатационных характеристик и оптимального выбора систем насосных скважин со штангой.Представлено на Восточном региональном собрании SPE, Чарльстон, Западная Вирджиния, 1-4 ноября 1988 г. SPE-18548-MS. http://dx.doi.org/10.2118/18548-MS
35. ↑ Джуч, А.Х. и Уотсон, Р.Дж. 1969. Новые концепции в конструкции штанговых насосов. J Pet Technol 21 (3): 342-354. SPE-2172-PA. http://dx.doi.org/10.2118/2172-PA
36. ↑ Lietzow, C.H. 1956. Гидравлический насосный агрегат с длинным ходом. Документ 008, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1956 года, Лаббок, Техас, 15–16 апреля.
37. ↑ Джой, Р.F. 1969. Гибкая насосная нить. Документ 011, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1969 г., Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
38. ↑ Lietzow, C.H. Гидравлический насос — новые разработки. Документ 035, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1957 года, Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
39. ↑ Меттерс, Э.В. 1970. Новая концепция в технологии насосных агрегатов. Представлено на симпозиуме SPE Hobbs Petroleum Technology Symposium, Хоббс, Нью-Мексико, SPE-3193-MS. http://dx.doi.org/10.2118/3193-MS
40. ↑ Юинг, Р.Д. 1970. Длинноходовая насосная установка. Представлено на региональном собрании SPE в Калифорнии, Санта-Барбара, Калифорния, SPE-3186-MS. http://dx.doi.org/10.2118/3186-MS
41. ↑ Никелл, Р.Л. 1973. Обезвоживание газовых скважин с помощью пневматического насосного оборудования. Документ 18, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1973 г., Лаббок, Техас, 26–27 апреля.
42. ↑ Smith, L.A. 1975. Насосная штанга с помощью пневматических наземных агрегатов. Документ 033, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1975 г., Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
43. ↑ Brinlee, L.D. 1979. Опыт эксплуатации насосной установки Alpha I: новая альтернатива искусственному лифту. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Лас-Вегас, Невада, 23-26 сентября 1979 г. SPE-8240-MS. http://dx.doi.org/10.2118/8240-MS
44. ↑ Холленбек А.Л. 1980. Альтернативный подход к большому объему, длинноходный насос. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Даллас, Техас, 21-24 сентября 1980 г. SPE-9216-MS. http: // dx.doi.org/10.2118/9216-MS
45. ↑ Джесперсон, П.Дж., Лэйдлоу, Р.Н., и Скотт, Р.Дж. 1981. Насосный агрегат HEP (гидравлический, электронный, пневматический): рабочие характеристики, возможные применения и результаты полевых испытаний. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 4-7 октября 1981 года. SPE-10250-MS. http://dx.doi.org/10.2118/10250-MS
46. ↑ Mourlevat, J.J. и Морроу, Т. 1982. Недавно разработанная длинноходная насосная установка обладает новой гибкостью для широкого спектра применений.Представлено на симпозиуме SPE по производственным технологиям, Хоббс, Нью-Мексико, 8-9 ноября 1982 года. SPE-11338-MS. http://dx.doi.org/10.2118/11338-MS
47. ↑ Тарт, H.C. 1983. Опыт эксплуатации и эксплуатации с компьютерными насосными системами с длинным ходом штока. Документ 29, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1983 г., Лаббок, Техас, 27–28 апреля.
48. ↑ Пикфорд, К. и Моррис, Б.Дж. 1989. Гидравлические штанговые насосные агрегаты в морских системах искусственного подъема. SPE Prod Eng 4 (2): 131-134.SPE-16922-PA. http://dx.doi.org/10.2118/16922-PA
49. ↑ Хикс, А. и Джексон А. 1991. Усовершенствованная конструкция насосных агрегатов с медленным длинным ходом. Документ 22, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum Short Course 1991 г., Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
50. ↑ Адэр, Р.Л. и Диллингем, округ Колумбия, 1995. Насосная система со сверхдлинным ходом хода снижает механические поломки, снижает стоимость подъема при увеличении добычи. Документ 001, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1995 г., Лаббок, Техас, 14–15 апреля.
51. ↑ Zhou, Z., Hu, C., Song, K. et al. 2000. Гидравлические насосные агрегаты для морской платформы. Представлено на Азиатско-Тихоокеанской конференции и выставке нефти и газа SPE, Брисбен, Австралия, 16-18 октября 2000 г. SPE-64507-MS. http://dx.doi.org/10.2118/64507-MS
52. ↑ Макканнелл, Д. и Холден, Д. 2001. Насосные системы с длинным ходом поршня в глубоких скважинах — полевые исследования. Представлено на Западном региональном совещании SPE, Бейкерсфилд, Калифорния, 26–30 марта. SPE-68791-MS. http: //dx.doi.org / 10.2118 / 68791-MS.
53. ↑ Маккой, Дж. Н., Подио, А. Л., и Роулан, Л. 2001. Эффективность и балансировка Rotaflex. Представлено на симпозиуме SPE по производству и эксплуатации, Оклахома-Сити, Оклахома, 24–27 марта. SPE-67275-MS. http://dx.doi.org/10.2118/67275-MS.
54. ↑ Leitzow, C.H. 1984. Уход и обслуживание длинноходных гидравлических насосных агрегатов. Документ 020, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1984 г., Лаббок, Техас, 24–26 апреля.
55. ↑ McLane, C. Jr. 1954. Эксплуатация, уход и техническое обслуживание насосных агрегатов.Документ 010, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе в 1954 г., Лаббок, Техас, 13–14 апреля.
56. ↑ Ричардс, К. 1955. Техническое обслуживание насосных агрегатов балочного типа. Документ 020, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1955 года, Лаббок, Техас, 14–15 апреля.
57. ↑ Амерман Дж. 1952 г. Фундамент и установка насосных агрегатов балочного типа. Документ 032, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1952 года, Лаббок, Техас, 13–14 апреля.
58. ↑ Ван Сант, Р.W. Jr. 1954. Смазка насосного агрегата. Документ 018, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе в 1954 г., Лаббок, Техас, 13–14 апреля.
59. ↑ Пикенс, Дж. 1957. Эксплуатация, уход и техническое обслуживание балочных насосных агрегатов. Документ 013, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1957 года, Лаббок, Техас, 11–12 апреля.
60. ↑ Амерман Дж. 1958. Причины и последствия неисправностей редуктора насосного агрегата. Документ 006, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1958 года, Лаббок, Техас, 17–18 апреля.
61. ↑ Гриффин Ф. 1959. Установка и обслуживание насосных агрегатов. Документ 24, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе в 1959 г., Лаббок, Техас, 23–24 апреля.
62. ↑ Эллиот, Б. 1962. Последствия неправильного и неправильного использования шестерен насосных агрегатов. Документ 02, представленный на Ежегодном краткосрочном курсе по подъему нефти в Западном Техасе 1962 года, Лаббок, Техас, 12–13 апреля.
63. ↑ Bullard, B.D. 1976. Профилактическое обслуживание балочного насосного оборудования. Документ 32, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 1976 г., Лаббок, Техас, 22–23 апреля.
64. ↑ Гриффин, Ф.Д. 1977. Техническое обслуживание насосных агрегатов. Документ 022, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum в 1977 г., Лаббок, Техас, 21–22 апреля.
65. ↑ Miceli, L.D. и Хафф, М. Д. 1988. Профилактическое обслуживание насосной установки. Документ 024, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum Short Course 1988 г., Лаббок, Техас, 20–21 апреля.
66. ↑ API RP 11G, Рекомендуемые методы установки и смазки насосных агрегатов, четвертое издание. 1994. Вашингтон, округ Колумбия: API.
67. ↑ API RP 11ER, Рекомендуемые методы охраны насосных агрегатов, второе издание.1990. Вашингтон, округ Колумбия: API.

Интересные статьи в OnePetro

Такач, Г.- Чокши, Р .: «Расчет крутящих моментов редуктора насосных агрегатов Rotaflex с учетом упругости грузового ремня». Документ SPE 152229, представленный на конференции нефтегазовых инженеров стран Латинской Америки и Карибского бассейна, проходившей в Мехико 16-18 апреля 2012 г.

Такач, Г .: «Точный кинематический и крутильный анализ насосных агрегатов Rotaflex». Журнал нефтегазовой науки и техники. 115C (2014), стр.11-16 DOI 10.1016 / j.petrol.2014.02.008.

Голт, Р. Х., 1960. «Диаграммы допустимых нагрузок для насосных агрегатов». Proc. 7-й ежегодный краткий курс по подъему нефти в Западном Техасе, Лаббок. Техас, стр.67–71.

Лейн, Р. Э. — Коул, Д. Г. — Дженнингс, Дж. В .: «Технология производства: гармоническое движение полированного стержня». Статья SPE 19724, представленная на 64-й ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 8-11 октября 1989 г.

Берд, Дж. П .: «История, предыстория и обоснование Mark II, балочного типа, насосного агрегата для нефтяных месторождений.»Proc. 37th Annual Southwestern Petroleum Short Course, 1990 272-91.

Beck, Th. — Петерсон, Р.: «Сравнение производительности линейного привода и насосных систем с шагающей балкой». Proc. 56-й ежегодный краткий курс Southwestern Petroleum, 2009. 143–165.

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на других веб-сайтах, кроме PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Штанговый подъемник

PEH: Подъемник насосной штанги

Страница чемпионов

Джон Г.Свинос

Категория