Блок насосный: Блок насосный

Купить насосный блок для АГЗС можно несколькими способами:

• оставить заявку при помощи расположенной ниже контактной формы;
• позвонить по телефонам 8 (4932) 27-47-57, +7 (962) 155-48-18 и получить исчерпывающую техническую консультацию по всем интересующим вас вопросам, после которой наши сотрудники подготовят вам наше коммерческое предложение;
• заказать обратный звонок, с помощью сервиса заказа обратного звонка.

Оставить заявку

Насосный блок — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Насосный блок

Cтраница 1

Насосные блоки устанавливают на специально отведенной для них площадке, а блоки глиномешалки, приемных емкостей, циркуляционной системы, понизительной трансформаторной подстанций — в зависимости от конкретных условий расположения монтажной площадки.  [2]

Насосный блок состоит из двух насосных секций с пультом управления насосами, необходимыми коммуникациями и компрессором высокого давления для зарядки пневмокомпенсаторов. Каждая насосная секция состоит из рамы, трехпоршневого насоса одностороннего действия НБТ-600 и привода.  [3]

Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, основные показатели которых в зависимости от числа ступеней приведены в табл. 5.4. Насосный блок включает также электропривод насоса ( синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), маслоустановку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регули-рующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.  [4]

Насосный блок состоит из двух насосных секций с пультом управления насосами, необходимыми коммуникациями и компрессором высокого давления для зарядки пневмокомпенсаторов. Каждая насосная секция включает раму, трехпоршневой насос одностороннего действия НБТ-600 и привод.  [5]

Насосный блок состоит из плунжерного водяного насоса с соответствующей запорной и регулирующей арматурой. Регулирующий блок обеспечивает подъем и сброс давления. Он состоит из клапанного регулятора давления с приводом, обеспечивающего периодический подъем и сброс давления. Величина давления регулируется путем изменения усилия на штоке клапана с помощью пружины. Установка позволяет создавать циклическое давление ( до 40 МПа) с частотой до 20 циклов в минуту. Кроме того, на установке осуществляется кратковременные и длительные статические испытания сосудов.  [6]

Насосный блок ( рис. 55) предназначен для подачи воды под давлением в напорную линию системы заводнения. В качестве основного оборудования используют многоступенчатые секционные центробежные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500 с приводом от синхронных электродвигателей серии СТД со статическим возбуждением или от асинхронных электродвигателей серии АРМ.  [7]

Насосные блоки конструктивно изготавливают в двух основных модификациях: НБ-1 ( крайний насосный блок) и НБ-2 ( средний насосный блок), причем в комплекте блочной кустовой насосной станции всегда предусмотрен один блок НБ-1. Конструктивно эти блоки отличаются исполнением укрытия: НБ-2 имеет ограждение по торцам, одной боковой стороне и крыше, НБ-2 — ограждение по торцам и крыше.  [9]

Насосный блок

Насосный блок включает в себя редуктор и насос, представляющие собой единое целое. Редуктор одноступенчатый с паразитной шестерней на промежуточном валу. К корпусу редуктора крепится насос, рабочее колесо которого насажено на ведомый вал редуктора. Обороты насоса контролируются тахометром, датчик которого связан с ведомым валом редуктора, а измеритель выведен в кабину водителя.  [11]

Насосный блок ( НБ) обеспечивает нагнетание воды в скважины системы поддержания пластового давления. Технологическое оборудование насосного блока включает центробежные насосы ЦНС 180, синхронные или асинхронные электродвигатели, маслоустановки при давлении нагнетания свыше 9 5 МПа, трубопроводы ( технологическая вода) и системы охлаждения с запорной и регулирующей арматурой, пост местного управления насосными агрегатами, манометровую колонку и аварийный останов агрегата.

Насосный блок — единое целое центробежного насоса 4МКЭ — 5X1 с блоком редуктора-ускорителя. Насос получает вращение через редуктор-ускоритель, коробку отбора мощности и карданный вал от двигателя автомобиля. Во избежание перегрузки трансмиссии и поломки коробки отбора мощности или коробки перемены передач автомобиля на карданном валу установлен предохранительный штифт.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Производство модульных насосных станций под ключ

Блочно-модульные насосные станции NOVA широко применяются в системах водоснабжения, водоподготовки, канализации, пожаротушения. Наши модульные насосные станции изготавливаются под ключ и имеют ряд несомненных преимуществ:

» любые площади
» полная заводская готовность

Скачать опросный лист
БМЗ NOVA

Мы предлагаем модульные насосные станции в двух вариантах исполнения корпуса: блочно-модульное здание из сэндвич панелей и сварные блок-контейнеры. В первом случае рамная конструкция из стального сварного каркаса обшивается сэндвич панелями. Внешний и внутренний слой сэндвич-панелей выполнен из стальных профилированных листов с защитным полимерно-порошковым покрытием, причем внешний слой также может быть дополнительно усилен защитным покрытием в зависимости от требований климатических условий, таким как PVDF, Pural и т.д.

Посмотрите, как выглядят блочно-модульные здания NOVA

 

Блок-контейнер насосной станции представляют собой конструкцию из стального сварного каркаса и внешней обшивки из стальных листов толщиной от 1.5 мм, а также внутренней обшивки из профилированного стального листа. Пространство между внешней и внутренней стеной заполняется утеплителем необходимой толщины в соответствии с требованиями климатических условий. Внешняя обшивка блок-модуля имеет антикоррозионное покрытие на основе двухкомпонентной краски.

Блок-модули предназначены для установки на горизонтальную ровную поверхность (стальную раму, площадку с металлическими закладными и т.п.). Стандартно, основание модульного здания должно быть утеплено, толщина основания выбирается в зависимости от климатического района объекта. Крыша блок-модульных зданий может быть выполнена в различных исполнениях: односкатная, двускатная, съемная, стационарная, с чердачным пространством (холодная, утепленная). Еще более подробную информацию о конструкции и технических характеристиках БМЗ можно получить в разделе статьи или на нашем канале youtube.

В зависимости от проекта насосной станции в контейнере могут быть смонтированы один или несколько насосов (основной и резервный, насос подпитки и т.п.). Наши блок-контейнеры используются для организации

» насосных станций водоподготовки
» насосных станций водоочистки
» канализационных насосных станций
» насосных станций пожаротушения

Вне зависимости от типа конструкции наши блочно-модульные насосные станции укомплектованы всеми видами инженерных коммуникаций. Согласно проекта, помещение насосной станции может быть оснащено системами освещения, отопления, вентиляции и кондиционирования, пожаро-охранной сигнализацией, а также системами пожаротушения, СКУД и системами связи (телефония, WI-FI точки). При этом поставка насосной станции в контейнере возможна как в виде готового блочно-модульного здания, так и в комплекте с предустановленным оборудованием и шеф-монтажом по месту установки станции.

Хотите такие же модульные насосные? 
Тогда свяжитесь с нами прямо сейчас!

Или подберите онлайн собственный вариант
прямо на нашем сайте!

Посмотрите, какие еще проекты мы реализовали

Насосные установки в БЛОК-БОКСЕ |

Для организации системы пожаротушения внутрь блок-бокса устанавливаются:

• подобранная по параметрам моноблочная насосная установка «Спрут-НС»
• рассчитанная моноблочная установка водосигнальных клапанов «Спрут-КС»
• бак-дозатор пенообразователя (для пенных систем пожаротушения)
• модули газового пожаротушения (для системы централизованного газового пожаротушения)
• компрессор
• водомерный узел
• сигнализатор давления «SmartPS» выпускается в двух исполнениях: на максимальное давление 0,16 МПа и 0,25 Мпа.

Сибнефтегазсервис | Буровое и нефтегазовое оборудование в Иркутске и по всей России

Предназначен для укомплектования различных буровых установок и агрегатов для ремонта скважины. Оснащен силовыми приводам дизельным или электрическим. Форма транспортирования имеет стационарную и прицепную. По требованию заказчика возможно укомплектовать защитные укрытия: водонепроницаемое, пескозащитное, утеплённое и т.д.

 Технические параметры насосного блока с дизельным приводом

Технические параметры насосного блока с электронным приводом

Насосные станции перекачки нефти (НН) заказать в АО МНГИ

• Диапазоном температуры окружающей среды. Станция может исправно функционировать при температуре от -60 до +50 градусов.
• Производительностью одного насосного аппарата. Она составляет 13-300 кубических метров в час.
• Диапазоном температуры окружающей среды. Станция может исправно функционировать при температуре от -60 до +50 градусов.
• Показателями напора. Его величина составляет 70-540 метров водяной струи.
• Степенью огнестойкости по СНиП. Оборудование обладает 3 степенью огнестойкости.
• Температурой воздушных масс, находящихся внутри блока. Её показатель должен быть не ниже +5 градусов.
• Категорией взрывопожарной безопасности здания (А).

Перечисленные технические характеристики оказывают влияние на стоимость реализуемого нами оборудования, однако цена остается доступной для широкого круга заказчиков.

Параметры и применение. Блок-бокс насосной станции

Нефтяная насосная станция комплектуется специализированными фильтрующими элементами, трубопроводной обвязкой и запорной арматурой в зависимости от требований заказчика.

Подобное оборудование может располагаться в специализированном блоке-укрытии или на открытой раме. Характерной чертой является разнообразное конструктивное исполнение.

Блоки-бокс насосной станции оборудуются грузоподъемными механизмами электрической или водяной системой отопления, освещения и вентиляции, контроля загазованности и датчиками пожарной сигнализации.

Допускается использование в составе единого производственного здания. В этом случае блоки состыковывается между собой. Подобное сооружение включает в себя от двух насосных агрегатов.

Преимущества работы с нами

• Максимальный учет пожеланий заказчика. В зависимости от них определяется комплектация и технические характеристики оборудования.
• Комплексный подход к решению задач Заказчика. Специалисты АО «МНГИ» всегда смотрят шире и могут предложить существенные улучшения текущей системы сбора и подготовки нефти и газа Заказчика по приемлемой цене. Мы готовы к работе на результат.
• Качество реализуемой продукции оказывается выше ожиданий и требований Заказчика.
• Самое строгое отношение к вопросам HSE.

— обзор

7.2.5 Вытягивание оборудования УЭЦН

Перед извлечением блока УЭЦН в случае отказа соберите всю информацию об оборудовании в скважине и его производительности в прошлом. Необходимо оценить данные испытаний скважины, электрические параметры, скорость откачки, уровень жидкости и т. Д.

Перед прибытием тянущего блока отключите питание от кабеля в вентиляционной коробке или заблокируйте и пометьте распределительный щит. Также рекомендуется проверить показания сопротивления кабеля и двигателя от фазы к земле и от фазы к фазе.

В случае, если в колонне НКТ установлен дренажный клапан, необходимо опорожнить НКТ в соответствии со следующей процедурой. Если жидкость находится в верхней части трубопровода, стальной стержень для срезания отрывной пробки сливного клапана должен упасть в трубку. Если трубка не заполнена, не роняйте грузило до тех пор, пока трубка не будет подтянута до места, где жидкость находится в трубке. Есть две причины, по которым штанга не падает до тех пор, пока не будет обнаружена жидкость: (1) может существовать утечка в трубке , и ее место можно найти, когда трубка протягивается туда, где жидкость находится в трубке, и (2) опускается стальной стержень в пустой колонне НКТ может повредить обратный клапан или верхнюю часть УЭЦН.

При вытягивании блока ESP в основном выполняются те же процедуры, что и при его запуске. Буровая установка должна быть на центрирована на над устьем скважины, а кабель должен быть намотан на кабельную катушку. Кабель наматывается плавно на катушку, места повреждений отмечаются.

Колесо для направляющей троса должно располагаться на высоте от 10 до 30 футов над землей , а вес троса над колесом не должен превышать 100 фунтов. На кабеле не должно быть натяжения, и кабель не должен тащить по земле.

Тянуть оборудование необходимо медленно , останавливаясь достаточно для того, чтобы кабельные ленты можно было разрезать с помощью подходящих режущих инструментов. Состояние полос должно быть отмечено , и пропущенные полосы должны быть обнаружены. Следует проявлять осторожность, чтобы не повредить броню , оболочку или изоляцию кабеля; любые проблемы (коррозия, пятна и т. д.) следует внимательно осматривать.

После извлечения из колодца все части оборудования ESP следует проверять и осторожно обращаться с ними, используя соответствующие зажимы .Насос необходимо промыть дизельным топливом перед установкой его транспортировочной крышки. Компоненты ESP следует аккуратно поместить в транспортировочные ящики.

В случае выхода из строя из-за сбоя системы оборудование следует передать в ремонтную мастерскую для определения причины сбоя. Для выявления причин сбоя необходимо выполнить процедуру разборки .

Балочные насосные агрегаты

Балочная насосная установка была опорой в обеспечении надежного решения для искусственного подъема в нефтегазовой отрасли.Liberty Lift является производителем и поставщиком балочных насосных агрегатов и объединяет управленческую команду с многолетним опытом работы в области искусственного подъема, включая проектирование и проектирование многих конкурентоспособных продуктов, используемых сегодня. И компания взяла на себя роль лидера благодаря передовым инновациям в дизайне продуктов, исключительному контролю качества во время производства и полевому обслуживанию, которое обеспечивает превосходное качество установки и обслуживания на протяжении всего жизненного цикла устройства.

Разница в лифтах Liberty

Есть несколько отличий Liberty Lift от конкурентов.Его производственные процедуры, превышающие стандарты API Q1, являются всеобъемлющими.

• Они начинаются с надзора за отливкой на литейном производстве квалифицированными металлургами компании, чтобы гарантировать, что все детали отлиты без дефектов.
• Внимание к мелким деталям распространяется на изготовление конструктивных элементов и обработку критически важных компонентов.
• Перед упаковкой и отправкой агрегат он проходит заключительную проверку, полностью собирается и проходит эксплуатационные испытания на производственном предприятии, чтобы убедиться, что все детали точно подходят для беспроблемной установки и эксплуатации в полевых условиях.

Liberty Lift имеет широкий диапазон размеров в двух различных типах моделей, чтобы соответствовать самым суровым производственным условиям.

Насосная установка Liberty Lift HE

Высокоэффективный (HE) агрегат предлагает превосходные характеристики, больше, чем любой другой традиционный пучковый насосный агрегат. Помимо работы по часовой стрелке и против часовой стрелки, он обеспечивает поворот на 186 градусов по часовой стрелке вместо обычных 180 градусов. Этот дополнительный ход кривошипа обеспечивает большее наполнение насоса, чем другие агрегаты сопоставимого размера.

Насосная установка с улучшенной геометрией Liberty Lift (EG)

Узел с улучшенной геометрией (EG) Liberty Lift обеспечивает поворот кривошипа на 192 градуса, обеспечивая оптимальную механическую эффективность при движении вверх. Оптимизированная конструкция обеспечивает более высокие диапазоны нагрузок на полированный стержень, не вызывая перегрузки по крутящему моменту.

Расширенные конструктивные особенности

Чтобы продлить срок службы балочных насосных агрегатов Liberty Lift, они включают в себя энергоэффективные антифрикционные подшипники, которые превышают проектные требования API, обеспечивая при этом длительный срок службы без сбоев или необходимости в обслуживании.Показатель L-10 для конструкционных подшипников, принятый в отрасли норматив минимального срока службы до первого отказа, является исключительным. По сравнению с конкурентами, стабилизатор Liberty Lift, упорный палец и подшипники седла обеспечивают ожидаемый срок службы в 3,8 раза по сравнению с подшипниками других производителей. Подшипники пальца запястья не только прочны, но и имеют выступ на пальце, что упрощает обслуживание.

Liberty Lift также увеличивают безотказный срок службы. Конструкция эвольвентной двойной косозубой передачи превышает спецификации API 11E и имеет монограмму API.Инновационная система смазки на уровне земли защищает и продлевает срок службы зубчатого редуктора при бесшумной работе. Эта эффективная система смазки позволяет агрегатам эффективно работать в течение длительного времени на скоростях всего 1 ход в минуту, что является большим отличием для тех, кто нуждается в дополнительной добыче и увеличении срока службы скважины.

Усовершенствованная конструкция блока также включает дополнительные защитные ограждения и эргономические функции, которые делают работу более безопасной и эффективной. Конечным результатом является предлагаемый продукт для балочных насосных агрегатов, обеспечивающий превосходное качество, долговечность, безопасность, повышенную производительность и эффективность работы.Вот почему операторы все чаще выбирают Liberty Lift в качестве ресурса своей балочной насосной установки.

Основное руководство по эксплуатации и обслуживанию насосных агрегатов при добыче нефти и газа

Это может стать сюрпризом, но многие из оживленных нефтяных скважин в мире лишь незначительно производят скважины, преобразованные в системы искусственного подъема. Фактически, доля скважин, в которых используются механические подъемники, настолько велика, что в большинстве (если не во всех) скважинах, находящихся в многократной аренде, используются насосные агрегаты. Почему? Потому что механические подъемники надежны и просты в эксплуатации.

Таким образом, большинство арендодателей предпочитают этот метод перед всеми другими типами систем искусственного подъема. Чтобы лучше понять техническое обслуживание и услуги, необходимые для этих надежных устройств, операторы должны понимать эти основные принципы работы насосных агрегатов.

Рисунок 1. Пример насосного агрегата с приводом от электродвигателя. Если вы посмотрите на столб линии электропередачи, вы увидите блок управления питанием. Также рядом с насосной установкой расположены два дополнительных блока управления мощностью.

, 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 область, 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 машины должны понимать механику и то, как запускать каждый из компонентов, а также то, как выявлять любые проблемы, которые могут возникнуть.

Механические лифты с двигателями, работающими на природном газе, сильно отличаются от основных электрических 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 арендных насосов — 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 времени 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 была на расстоянии не более 1 дюйма. 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 из них можно настроить циклы включения и выключения 15 минут; в то время как другие элементы управления временем могут быть установлены на меньшие интервалы (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 процентов 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 скважин, 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:

• Круглосуточный цикл: 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 насосные машины отзовут каждый тип требуемого и / или точное место, где должна использоваться каждая смазка.Чтобы гарантировать 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 их повреждения.

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 рычага шатуна выровнены правильно.(Для получения дополнительной информации см. Проблемы с коробкой передач и рычагом Pitman ниже.)

Ежемесячные проверки должны включать:

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

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 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 обследований 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 насосной установкой, 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 приведет к повреждению отверстия в трещине, что приведет к скручиванию балансира 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 дюймов. Это позволяет рабочим 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, поэтому каждый подшипник получает необходимое количество масла, необходимое для взаимодействия со всеми необходимыми компонентами (например, шестернями, маслосъемниками 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 путем правильной промывки коробки передач и завершения замены 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 обязательно тебя накачат !!!

(Посещали 13754 раза, сегодня посещали 1)

Насосных агрегатов

Средние нефтепродукты, легкие нефтепродукты

У вас нет времени, операционных расходов или капитала, чтобы рисковать своей скважиной.Вам нужен надежный насосный агрегат, обеспечивающий максимальную производительность. Компания Lifting Solutions с гордостью объявляет о нашем стратегическом партнерстве с Liberty Lift, в котором эксплуатируется более 2000 установок.

Высокоэффективный (HE) балочный насосный агрегат Lifting Solutions — это результат более чем 30-летнего опыта в проектировании, проектировании, производстве и применении насосных агрегатов. Этот высокоэффективный насосный агрегат третьего поколения спроектирован для безопасного производства, при этом все компоненты и процессы тщательно продуманы:

• Двухступенчатая двухзаходная эвольвентная зубчатая передача изготавливается с высокой точностью с использованием процесса фрезерования для обеспечения целостности размеров, бесшумной работы и надежности — насосная установка HE никогда не выходила из строя редуктора.
• Все данные испытаний коробки передач превышают спецификации API, стандартизируя работу с перегрузками (загрузка коробки передач) на начальном этапе производства.
• На производственном уровне инженеры и металлурги контролируют и следят за тем, чтобы все компоненты производились в точном соответствии со спецификациями.
• Для сокращения времени установки на месте установки
  выполняется тщательный процесс проверки перед доставкой, который включает предварительную сборку ключевых компонентов.

Штанговые насосные агрегаты — PetroWiki

Многие устройства подключены к скважинному штанговому оборудованию через полированный шток на поверхности, который сообщает возвратно-поступательное движение колонне штанг и насосу.В истории насосных штанговых насосов автономная наземная насосная установка стала зарекомендовавшей себя технологией. Коммерчески доступны многие типы насосных агрегатов. 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 фунт-сила 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 блока
• 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 манометром 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. Однако Таблица 1 показывает минимальный и максимальный диапазоны размеров, коммерчески доступные от крупного производителя в США. ^[3]

Редуктор шестеренчатый

В настоящее время в API Spec включено 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. емкость. 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 более крупных размеров 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 зубчатых передач (AGMA) 422.03, ^[4] , который является основой для 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 приведет 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 варианта конструкции насосных агрегатов, охватываемых 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 единиц

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 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 будут 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 стрелке, так и против часовой стрелки. Это может быть полезно для зубьев шестерни, поврежденных 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 агрегат. Устройство без противовесов весит намного меньше, чем обычное устройство сопоставимых размеров. 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 используется надлежащий антифриз.

Устройство Mark II ^TM имеет выравнивающий подшипник 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 обычные 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 должны использоваться, когда ожидается высокая скорость откачки или динамометрические карты с недостаточным ходом, и / или есть 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.

Устройство Reverse Mark ^TM классифицируется как устройство с задним расположением, рычажной системой класса I с фазированным противовесом кривошипа. Фазированные кривошипы улучшают грузоподъемность; таким образом, как и Mark II ^TM , этот блок может использовать 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.

Калибр

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. 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, чтобы учесть эту неэффективность; Фиг.1 показывает кривые потери эффективности как для новых, так и для бывших в употреблении агрегатов. Как правило, для этого требуется коробка передач, мощность которой примерно на 10 или 20% больше, 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 стандартизованных редукторов насосных агрегатов, основанные на прогнозах для колонны насосных штанг и имеющегося или выбранного редуктора.

Специальные насосные агрегаты, а также требуемый редуктор, конструктивную способность и желаемую длину хода следует обсудить с производителем, чтобы гарантировать рабочие характеристики агрегата.

Монтаж, эксплуатация и обслуживание насосных агрегатов

Выпущено множество 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 особым 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 зубцов 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. Измерение 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 специального класса III, применяемой для насосных штанг. Документ 009, представленный на Кратком курсе Southwestern Petroleum в 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 насосной установки. 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 с насосными штангами.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, E.W. 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 г. SPE-10250-MS. http://dx.doi.org/10.2118/10250-MS
46. ↑ Mourlevat, J.J. и Морроу, Т. 1982. Недавно разработанная длинноходовая 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 выполнения работ 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. ↑ Hicks, A.W. и Джексон, А. 1991. Усовершенствованная конструкция насосных агрегатов с медленным длинным ходом. Документ 22, представленный на кратком курсе Southwestern Petroleum в 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 одновременном 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 нефтегазовой конференции и выставке 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 собрании 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. ↑ Griffin, F. 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 обращения с шестернями 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 нефтяного месторождения.»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

Домкраты на продажу | Гидравлический насос на продажу

Все CategoriesAccomodationsAccumulator UnitsAir CompressorsAutomationBlowersBlowout превентор RamsBlowout PreventersBoats Баржа & ShipsBoilersBolts, Nuts, & Industrial FastenersBooks и ManualsBrakesBucket TrucksBucking UnitsBucyrus Эри кабель Инструмент RigsBuildingsBusiness Для SaleButterflyCable инструмент Буровых установок WantedCasingCasing & TubingCasing ToolsCatheadCementing EquipmentCementing UnitsCentralizers, HingeCentrifuge DecantingChemicalsChoke SystemsClamps, SafetyClassesClutchesCNG EquipmentCoiled НКТ UnitCompletionCompressor PartCompressorsContainmentsCoring EquipmentCranesCylindersDegassersDerricksDesilters / DesandersDistillation UnitDownhole EquipmentDrawworksDrill Биты Молотковые биты PDC-биты Трехконусные битыБурильные кольцаСверлильные трубыОборудование для буровых трубБурильные трубы, блесныСверлильное оборудованиеБуровые установки — наземные (шнековые, кабельные инструменты и роторные) Буровые установки — шельфовые Запасные части Детали двигателя — Детали дизельного двигателя — Детали бензинового двигателя — Природный газЭкологическое оборудованиеСервисы для мероприятийСобытияОборудование для изготовления пожаров и безопасностиРыболовные инструменты ExchangersHeating UnitsHeavy EquipmentHeavy оборудование AttachmentsHeavy оборудование PartsHeavy оборудование TracksHoistsHooks & BlocksHoseHPUInspection EquipmentInstrumentationInvestmentsIron RoughnecksKelly BushingsKelly SpinnersKellysLACT UnitsLand для SaleLand WantedLights для OilfieldLinersLNG EquipmentMachine shopMachinery ComponentsManifoldsMastsMetersMineral прав для SaleMineral прав WantedMiscMiscellaneousMooring EquipmentMotion CompensationMotors, ElectricMotors, TractionMud AgitatorsMud очистки equipmentMud mixersMud Системы мониторинга Грязевые насосыГрязевые системыГрязевые цистерныОффшорное оборудованиеОффшорные буровые установкиРаботы по добыче нефти и газа Консультанты по администрированию Проработка прибрежного бурения нефтяных скважин Производство оффшорное бурение Управление нефтегазовой отраслью Строительство нефтяных месторождений Добыча нефтепромыслов Продажа нефтепромысловых услуг Прочие нефтеперерабатывающие перевозки Буровые установкиP-цистерныУпаковщикиЗапчастиТрубопроводная арматураТрубные манипуляторыТрубы, конструкционные (стальные) трубы, промывкаТрубное оборудованиеТрубопроводные скребкиЗаводское оборудованиеПлунжерЭлектростанцииМощные вертлюгиМощные ключиПроизводственное оборудованиеЗащитное зубчатое колесоСтяжные агрегаты 320 коробок передач 40 коробок передач 456 коробок передач 57 коробок передач 640 коробок передач 80 коробок передач 912 РедукторыНасосный агрегат — запчастиНасосные агрегатыНасосы, центробежные насосы, закачка водыКвартиры и лагеряНефинирование Производство Измерение офшорных трубопроводов Производство Управление проектами Тестирование воды Сварка скважин TendingShale ShakersSheavesSlipsSlug CatchersSoftwareSolarSpill Продукты / Spill KitsStabilizersSteam BoilersStrippersSubsSubsea EquipmentSubstructuresSucker RodsSwivel-JointsSwivels, PowerSwivels, RotaryTanksTanks — PropaneTest EquipmentThread ProtectorsTongsToolsTopdrivesTorque ConvertersTrainingTransformersTransmissionsTransportationTraveling EquipmentTr Грузовики / ШиныГрузовики / ПрицепыГрузовики, вакуумные трубкиТурбиныДвухдисковые муфтыВакуумВакуумные системыКлапаны и фитинги

Поиск

Legacy Artificial Lift представляет насосную установку с 300-дюймовым ходом.

Над движущимся по межштатной автомагистрали 20 нависает то, что, как надеется компания Legacy Artificial Lift Solutions, является новейшим инструментом в освоении нетрадиционных сланцевых ресурсов Пермского бассейна.

Компания Legacy из Мидленда представила свой новый длинноходный насосный агрегат Legacy C1824-365-300 во время недавнего дня открытых дверей в своем офисе на 3000 W. Interstate 20.

«Это классический насосный агрегат обычного типа с ходом хода 300 дюймов», — сказал Стивен Флойд, главный исполнительный директор компании, о агрегате, предназначенном для перекачивания растущего количества флюидов, поступающих из сланцевых скважин Пермского бассейна. все более длинные боковые стволы в горизонтальных скважинах.

Рост добычи жидкости из нетрадиционных сланцевых скважин «движет этими установками», — сказал он.

Floyd сказал, что есть и другие методы для подъема таких больших объемов жидкостей, «но они требуют большего обслуживания и более высоких затрат на приобретение. Мы думаем, что для этого есть окно».

Инженеры компании играли с дизайном последние пару лет, сказал он, и компания изготовила свой первый блок и тестировала его в Канаде в течение шести месяцев, прежде чем вывести его на рынок. Флойд сказал, что к устройству проявили значительный интерес операторы — как крупные, так и мелкие.

Флойд имеет 33-летний опыт работы в области искусственного подъемника. Он руководил компанией Rolltex Inc. в Мидленде более 18 лет до того, как в 2010 году вместе с Сэмом Бернсом основал компанию Pumping Unit Resources. До того, как компания была продана Schlumberger в 2013 году, Pumping Unit Resources представила традиционный насосный агрегат с балансировкой кривошипа Champion.

Флойд остался в Pumping Unit Resources после продажи компании Schlumberger, наблюдая за развитием подразделения Schlumberger по производству искусственных подъемников.