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往复式高压注水泵泵头结构上存在交叉相贯孔,在频繁的交变压力下,该处应力较大,导致产生微裂纺,从而降低泵头寿命,为此,研制了水平直通式组合阀整体泵头。新型泵头去掉了相贯孔,省去了与泵头体分体设置的吸入歧管,沿泵头体轴线方向垂直设有两个吸入孔,从而可满足对称吸入的要求,增加了充满系数,有效地减小了泵的振动和噪音。现场应用表明,新型泵头从根本上解决了传统泵头早期开裂失效问题。 相似文献
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针对目前普遍使用的往复式柱塞泵存在的泵头易裂,更换凡尔困难等问题,提出了分体组合阀式柱塞泵的设计思路,把原三腔联体的整体泵头改为三腔独立的组合式泵头,即每个柱塞配用一个单独的系头体,阀为组合阔,进排液阀片装在一个阀体上,主要承受冲击载荷的是阀体而不是泵头体。该种结构具有泵头更换安装方便,使用寿命长的特点。 相似文献
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提高往复式高压注水泵泵头服役寿命的途径 总被引:1,自引:1,他引:0
提高往复式高压注水泵泵头体使用寿命的途径是采用化学热处理工艺处理泵头体,即选用特定的中碳合金结构钢,成型后进行渗碳处理,然后直接淬火回火,在表面或亚表面产生高的压应力,形成均匀完全的马氏体薄壳,从而提高泵头体的抗疲劳性能。实践表明,采用上述工艺处理的泵头体,工作压力在30MPa时,平均寿命已达11938h。 相似文献
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高压注水泵泵头体最佳超应变研究 总被引:4,自引:2,他引:4
针对高压与超高压注水泵系头体的最主要失效形式──疲劳破坏,从疲劳强度的观点出发,用确定最佳超应变度的等疲劳强度自增强设计原则,研究了高压注水泵泵头体的最佳超应变。并用弹塑性有限元法对高压注水泵泵头体的自增强过程进行了分析计算,确定了内外表面的危险点,求出了泵头体在不同自增强压力下的残余应力分布,获得了泵头体的最佳自增强处理压力与最佳超应变,为高压注水泵泵头体的自增强处理提供了理论依据。 相似文献
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针对目前普遍使用的往复式柱塞存在的泵头易裂,更换凡尔困难等问题,提出了分体组合阀式柱塞泵的设计思路,把原三胺联体的整体泵头改为三腔独立的组合式泵头,即每个柱寒配用一个单独的泵头体,阀为组合阀,进、排液阀片装在一个阀体上,主要承受冲击载荷的是阀体而不是泵头体。这种结构具有泵头更换安装方便,使用寿命长的寿命。 相似文献
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某油田高压注水泵泵头体在实际工作中失效比例较大。据此,分析了泵头体的结构特点及受载情况,利用数值方法分别计算了强度试压及实际操作时的应力分布曲线,并进行了强度校核。运用结构可靠性分析的MonteCarlo有限元法对泵头体作了可靠性分析。指出泵头体在强度试压及实际操作时均能满足常规强度及可靠性要求。建议对泵头体作断裂力学分析,以进一步验证其疲劳断裂强度及可靠性能否满足使用要求。 相似文献
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文章介绍了一种新的液控缸式往复高压注液泵,它将液压缸与2个注液泵头连在一起,构成一个统一的封闭缸体,对外无任何活动部件,使其各种作用力都变成内力,因而对基座不产生冲击力.这种泵可以消除或大大减小冲击力和振动噪声,也大大缩小体积.此外该机还采用了一个特殊补偿器可完全补偿换向时输出流体出现的流量和压力缺口.因此,克服了同类泵共有的流量、压力波动等缺点.并具有换向频率低(≤10 min^-1)和流量可变等优点. 相似文献
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高压深井压裂液加重技术研究进展 总被引:1,自引:0,他引:1
随着世界石油工业形势的日趋严峻,各类高压、超深或致密油气藏亟待改造,由于完井装备和地面设备的限制,这些储层的压裂措施受到挑战。常规压裂液的密度较低,施工时井口压力较高,无法保证施工安全和措施效果,甚至利用目前的技术与装备根本无法进行施工作业。为了解决以上难题,提出了加重液体的思路,即通过采用盐类加重压裂液的方式使液柱压力增加,从而降低井口施工压力。目前国内外油田已开发了4种性能良好的高密度压裂液体系,密度可调且耐温范围广,降压幅度普遍在20%以上,甚至可以达到39%,现场应用取得了成功. 相似文献
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土库曼斯坦亚速尔哲别油田2230~2860m存在多套盐膏层及高压盐水层,矿化度高、安全密度窗口窄,施工难度极大。研究应用了钙处理的复合盐水钻井液体系,利用对钻井液的钙处理提高了抗高浓度钙镁离子污染的能力,保证了钻井液性能的稳定;应用近平衡压力钻井技术与随钻堵漏技术相结合,使用延时膨胀堵漏技术为主的复合堵漏技术较好地解决了井漏及安全密度窗口窄的难题。现场顺利完成了4口井的施工,为以后该地区钻井施工的顺利进行提供了技术保障。 相似文献
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高密度水基钻井液高温高压流变性研究 总被引:13,自引:2,他引:11
高密度水基钻井液属于较稠的胶体-悬浮体分散体系,固相含量大,固相颗粒分散程度高,自由水量少,在深井高温高压条件下流变性容易失控。以室内研制的抗高温高密度淡水基和盐水基钻井液为基础,采用Fann50SL高温高压流变仪对钻井液在不同温度下的流变性进行了测试。结果表明,温度是影响高密度水基钻井液流变性的主要因素。随着温度升高,淡水基钻井液的表观黏度和塑性黏度都出现降低趋势;而盐水基钻井液的塑性黏度在150℃达到最低值,然后升高,表观黏度呈降低趋势。利用测试数据,运用宾汉、幂律、卡森和赫 巴4种流变模式进行线性拟合发现,无论是淡水基还是盐水基钻井液,赫-巴模式最佳,幂律模式最差。建立了预测淡水基钻井液表观黏度与温度、压力关系的数学模型,实测数据验证表明,该模型可以应用于生产实际。 相似文献
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保护低压油气藏的钻井液技术研究 总被引:3,自引:2,他引:1
分析了花土沟油田油藏地质特征、岩性及储层物性,依据储层敏感性评价结果,确定了保护低压油气藏的钻井完井液技术对策及配方,即无固相甲酸盐钻井完井液、无(微)粘土相强抑制性聚合物钻井完井液和微泡沫钻井完井液.现场应用表明,3种钻井液性能稳定,对地层泥页岩水化分散和吸水膨胀的抑制能力强,提高了钻井速度,保护油气层效果好,满足了钻井施工要求,减少了井眼缩径卡钻等复杂情况.用这3种钻井液钻井与在同等条件下用两性离子聚合物钻井液钻井的产油量(3.83 t/d)相比,其产油量平均增加了0.26~1.74 t/d,经济效益明显. 相似文献
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鉴于传统检测方法的不足,研制了一种基于磁记忆检测原理的高压管汇直管便携式检测仪。介绍了高压管汇磁记忆检测及评价方法流程,对含典型缺陷的高压管汇进行磁记忆检测,对其剩余强度进行分析,建立了磁记忆检测信号与剩余强度的评价指标。分析结果表明,磁记忆检测信号值与高压管汇的缺陷类型、缺陷尺寸参数具有明显的相关性;检测信号可以较好地反映缺陷尺寸的变化;高压管汇的缺陷类型、缺陷尺寸参数与其剩余强度存在一定的定量关系,可据此关系建立高压管汇的检测评价标准;该研究内容可为高压管汇的定量化安全评价提供一种新思路。 相似文献
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克拉2号气田盐膏层高压气层钻井液技术 总被引:8,自引:3,他引:5
克拉2号气田为国家“西气东输”主力气田之一,位于塔里木盆地南天山造山带南侧库车坳陷北部克拉苏构造上。克拉2号气田下第三系存在大段盐膏层,下第三系和白垩系存在多套压力高、安全密度窗口小的气层,这些地层易缩径、垮塌,易漏易喷。塔里木油田钻井液技术工作者总结克拉苏地区钻探经验,在对克拉苏2号构造带地质情况进一步认识的基础上,引进多元醇等材料,优选出强抑制、强封堵、流变性好、泥饼质量好、滤失量较低的高密度多元醇饱和盐水稀硅酸盐KCl聚磺钻井液配方。经过现场调配,该套钻井液技术在克拉203井和克拉204井应用成功,解决了膏盐层、盐岩层的缩径、垮塌问题,易漏性砂岩地层的防漏问题,同时使用配套工程措施,较好完成了钻井任务,缩短了钻井周期,提高了综合经济效益。 相似文献