Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования и науки Российской Федерации
Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.
Губкина
Факультет инженерной механики
Кафедра машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности
Курсовая
По курсу: Нефтегазопромысловое оборудование
На тему: Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин
Москва, 2010
1
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
1. Фонтанный способ добычи нефти. Оборудование при фонтанном способе
добычи нефти
1.1 Наземное оборудование
1.2 Состав скважинного оборудования при фонтанном способе добычи нефти
2. Эксплуатация скважин газлифтным методом
3. Насосно-компрессорные трубы (НКТ)
4. Скважинные уплотнители – пакеры
5. Клапаны-отсекатели
6. Якори
7. Лубрикатор
8. Установки погружных насосов с электроприводом
8.1 Общая схема электроприводной установки погружных насосов
8.2 УЭЦН
8.3 Погружные электродвигатели
8.4 Установки винтовых погружных электронасосов
8.5 Установки электроприводных диафрагменных насосов
9. Гидроприводные погружные насосы
9.1 ГПНУ
9.2 Турбонасосы
10. Установки скважинных штанговых насосов для добычи нефти
10.1 Приводы СШНУ
10.2 Методы уравновешивания станков-качалок
10.3 Редукторы механических приводов СШНУ
10.4 Оборудование устья скважины при эксплуатации СШНУ
10.5 Скважинные штанговые насосы -основные виды и области применения
10.6 Насосные штанги
10.7 Вспомогательное скважинное оборудование СШНУ
11. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
2
Размещено на http://www.allbest.ru/
11.1Состав установки и ее особенности
11.2 Классификация ВШНУ
11.3 Привод скважинных штанговых винтовых насосов
Список литературы
3
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. Фонтанный способ добычи нефти. Оборудование при фонтанном
способе добычи нефти
Фонтанный способ – самый лучший способ эксплуатации, т.к. не
требует источников энергии (насосов и т.п.). Оборудование при этом способе
простое и надежное.
Фонтанная эксплуатация скважин возможна, когда пластовой энергии
хватает для подъема продукции пласта на поверхность земли. В этом случае
устье
скважины
оборудуется
специальными
устройствами,
которые
обеспечивают регулирование рабочих показателей (расход, давление) и
направление потока пластового флюида в промысловую сеть, а при
необходимости - герметизацию скважинного пространства и проведение
требуемых технологических операций. Кроме устьевого оборудования
современная
фонтанирующая
скважина
имеет
достаточно
сложное
внутрискважинное оборудование.
Комплекс оборудования для фонтанной эксплуатации состоит из
наземной части и внутрискважинного оборудования.
1.1 Наземное оборудование
К
наземному
оборудованию
относят
фонтанную
арматуру
и
манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и
газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная
арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.
Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным
признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.
Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление — 14, 21, 35, 70,
105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной
елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб
однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.
4
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 1 - Типовые схемы фонтанных елок.
тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6; (1 —
переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 —
манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный
фланец; 7— крестовина). Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает
возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления
и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки.
Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на
трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока
скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в
промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на
рисунке 1.
Бывают
фонтанные
елки
двухструнной
конструкции.
Такая
конструкция целесообразна в том случае, если нежелательны остановки
скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а
первое от ствола запорное устройство - запасным. Сверху елка заканчивается
колпаком (буфером) с трехфазовым краном и манометром. Для спуска в
работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится
5
Размещено на http://www.allbest.ru/
лубрикатор. Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рисунке 2.
Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится
автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.
Рисунок 2 — Типовые схемы фонтанной арматуры
1 — фонтанная елка; 2 — трубная головка.
Запорные устройства фонтанной арматуры изготавливаются 3-х типов:
 пробковые краны со смазкой по ТУ 26-14-24-77;
 задвижки
прямоточные
со
смазкой
типа
ЗМ
и
ЗМС
с
однопластинчатым шибером по ТУ 26-16-45-77;
 задвижки прямоточные со смазкой ЗМАД с двухпластинчатым
шибером по ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых
скважин на рабочее давление 70 МПа».
6
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 3 - Кран конический пробковый
1 – корпус
2 – пробка
3 – крышка
4 – винт
5 – манжета
6,7 – шпиндель
8 – рукоятка
9 – болт
10 – клапан
11 – толкатель
12 – пружина
7
Размещено на http://www.allbest.ru/
Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным
пневмоприводом.
Техническая характеристика кранов КППС 65*14:
Условный проход, мм
65
Рабочее давление, МПа
14
Габаритные размеры, мм:
длина
350
ширина
205
высота
420
Масса в собранном виде, кг
53
Рисунок 4 - Задвижка типа ЗМС
1 – крышка
2 – крышка подшипника
3 – нажимная гайка
4 – шпиндель
5 – ходовая гайка
6 – сальник
7 – шибер
8 – корпус
9, 11 – седло
10 – нагнетательный клапан
8
Размещено на http://www.allbest.ru/
12 – тарельчатая пружина
13 – маховик
В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками
периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в
корпус задвижки через штуцер в днище набивают уплотнительную смазку
ЛЗ-162 или «Арматол-238». На выкидных линиях, после запорных устройств,
для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие
устройства (штуцеры), обеспечивающие дрессирование потока вследствие
изменения
площади
нерегулируемые
и
проходного
сечения.
регулируемые.
Они
Нерегулируемый
подразделяются
штуцер
на
зачастую
представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым
отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 5 - 25 мм.
Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного
открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров
потока неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для
регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины
используются специальные узлы – дроссели (штуцера).
Рисунок 5 - Нерегулируемый штуцер.
1 – фланец
2 - уплотнительные элементы
3 – патрубок
4 – втулка
5 – корпус
9
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 6 – Регулируемый штуцер.
1 – корпус
2 – втулка
3 – игла-наконечник
4 – стойка
5 – шток
6 – маховик (штурвал)
Изменение сечения производится вращением маховика 6.
10
Размещено на http://www.allbest.ru/
1.2 Состав скважинного оборудования при фонтанном способе добычи
нефти
Рисунок 7 – Схема компоновки комплекса
подземного оборудования
1 – колонная головка
2 – запорная арматура
3 – ОК
4 – НКТ
5 – телескопическое соединение
6 – перепускной клапан
7 – ингибиторный клапан
8 – разъединитель колонны
9 – клапан-отсекатель
10 – пакер
11 – обратный клапан
12 – фонтанная арматура
При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении
11
Размещено на http://www.allbest.ru/
герметичности
эксплуатационной
колонны
и
некачествен
ном
цементировании межтрубного пространства переход скважин на открытое
фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального
подземного скважинного оборудования, который также предназначен для
обеспечения одновременной, раз дельной эксплуатации двух продуктивных
горизонтов или боле, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от
вышележащих или нижележащих пластов, разобщения колонны НКТ от
затрубного
пространства,
обеспечения
проведения
многочисленных
промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или
ремонтом скважины.
12
Размещено на http://www.allbest.ru/
2. Эксплуатация скважин газлифтным методом
Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в
подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче
таза газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается
наружу. При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается
новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное
давление. Различают непрерывный и периодический газлифт. Также бывает
компрессорный газлифт и безкомпрессорный (газ и газовой шапки).
Газлифтный
подъемник
характеризуется
глубиной
погружения,
высотой подъема жидкости и относительным погружением
Рисунок 8 – Схема газлифтного подъемника
Глубина погружения - это высота столба дегазированной жидкости h,
соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы
скважины.
Высота подъема - это расстояние h0 от уровня жидкости до устья во
время работы.
Относительное погружение - это отношение глубины погружения h ко
всей длине подъемника.
Для подъема жидкости сжатым газом используются различные
13
Размещено на http://www.allbest.ru/
системы подъемников, отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину
колонн труб, их взаимным расположением, направлением движения рабочего
агента и газонефтяной смеси.
Категории скважин, эксплуатируемых газлифтом:
1) С высоким коэффициентом продуктивности и высоким забойным
давлением. Эксплуатируются непрерывным газлифтом.
2) С высоким коэффициентом продуктивности и низким забойным
давлением. Эксплуатируются как непрерывным, так и периодическим
газлифтом.
3) С низким коэффициентом продуктивности и высоким забойным
давлением. Эксплуатируются периодическим газлифтом.
4) С низким коэффициентом продуктивности и низким забойным
давлением. Эксплуатируются периодическим газлифтом.
Поверхностное оборудование при газлифте:
 гидравлическая обвязка скважины
 пневматические линии
 КС
 станции управления (реле времени, давления)
Скважинное оборудование при газлифте:
 газлифтные клапаны
 пакеры
 циркуляционные и ингибиторные клапаны
 клапаны-отсекатели
 разъединители колонны
Достоинства газлифтного метода:
 простота конструкции (в скважине нет насосов);
 расположение
технологического
оборудования
на поверхности
(облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из
скважин больших объемов жидкости (до 1800 ч1900 т/сут);
 возможность
эксплуатации
нефтяных
14
скважин
при
сильном
Размещено на http://www.allbest.ru/
обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита
скважин.
Недостатки газлифтного метода:
 большие капитальные затраты;
 низкий КПД;
 повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных
подъемников;
 быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере
снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.
15
Размещено на http://www.allbest.ru/
3. Насосно-компрессорные трубы (НКТ)
Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны,
спускаемые в скважину. Колонны НКТ могут служить в основном для
следующих целей:
 подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси
жидкости и газа или одного газа;
 подачи
в
скважину
жидкости
или
газа
(осуществления
технологических процессов, интенсификации добычи или подземного
ремонта);
 подвески в скважине оборудования;
 проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ.
Насосно-компрессорные трубы в нашей стране изготавливаются
согласно ГОСТ 633 и ГОСТ Р 2004 года, предусматривающим
изготовление НКТ в исполнениях А и Б (А - повышенной точности) четырех
конструкций:
 гладких труб и муфт к ним;
 труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним;
 гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним;
 безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами.
Примеры
условных
обозначений
насосно-компрессорных
труб
приведены ниже:
трубы из стали группы прочности Е с условным диаметром 60 мм,
толщиной стенки 5 мм:
 60*5-Е ГОСТ 633-80 - для гладких труб;
 В-60*5 ГОСТ 633-80 - для труб с высаженными наружу концами;
 НКМ-60*5 ГОСТ 633-80 -для высокогерметичных труб;
 НКБ-60*5 ГОСТ 633-80 - для высокогерметичных безмуфтовых труб.
Трубы изготовляются из сталей следующих трупп прочности: Д, К Е,
Л, М, Р. Кроме того, НКТ могут изготавливаться из алюминиевого сплава
16
Размещено на http://www.allbest.ru/
марки Д16Т. Этот сплав имеет предел текучести около 300 МПа, предел
выносливости - 110 МПа. Относительная плотность сплава - 2,72. Трубы из
сплава
Д16Т
обладают
и
большей
коррозионной
стойкостью
в
сероводородсодержащих средах. Особенно повышаются их коррозионная
стойкость и износостойкость при толстослойном анодировании. Также
бывают стеклопластиковые трубы, для работы в средах с большим
содержанием
коррозионноактивных
компонентов.
НКТ
выпускают
с
диаметрами от 27 до 114 мм. Механические свойства труб и муфт
соответствуют данным, приведенным в таблице 1. По массе труб допускается
отклонение от +6,5 до -3.5% для исполнения труб А (более точное
исполнение) и от +8 до -6% для исполнения труб Б (менее точное
исполнение).
Таблица 1 - Механические свойства труб и муфт
Показатели
Д
К
Е
Л
М
Р
Временное сопротивление, МПа
500
700
750
800
900
1000
Предел текучести, МПа
380
500
550
650
750
950
Относительное удлинение, %
16
12
12
12
12
12
Рисунок 9 – Гладкая НКТ и муфта к ней.
17
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 10 – НКТ с высадкой наружу и муфта к ней.
В последние годы получили применение так называемые непрерывные
наматываемые (безмуфтовые или гибкие) трубы длиной до 2500 м, а в
некоторых случаях - до 5500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана
полной строительной длины (или отдельными бухтами длиной от 300 до 650
м, которые соединяются между собой с помощью стыковой сварки) без
промежуточных резьбовых соединений и сматываются в бухту. Они
спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного
на большегрузной автомашине. Такая труб вводится во внутреннюю полость
НКТ и идет до забоя (если нет насоса). Подается промывочный флюид,
осуществляется
промывка,
вытаскивается
труба.
Указанные
трубы
применяются, в основном, для проведения технологических операций
(очистка скважины от песчаных и гидратных пробок, освоение скважин,
забуривание вторых стволов и т.д.). Диаметры: 30, 33, 38, 43 мм.
18
Размещено на http://www.allbest.ru/
4. Скважинные уплотнители – пакеры
Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали
и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения
зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров.
Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и
нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте.
Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале
от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин
может изменяться от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт
достигает в некоторых случаях 300-400 °С.
По восприятию перепада давления пакеры подразделяются так:
ПВ - усилие направлено от перепада давления вверх;
ПН - усилие направлено от перепада давления вниз;
ПД - двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено
как вверх, так и вниз).
По
способности
фиксироваться
на
месте
подразделяют:
Я - фиксирующиеся якорем;
без обозначения - самостоятельно фиксирующиеся.
По способу посадки пакеры подразделяют:
Г - гидравлические;
М - механические;
ГМ - гидромеханические;
без обозначения - не требующие посадки.
По способу съема пакеры подразделяют:
В - вращением;
Р - разбуриванием;
И - специальным инструментом;
без обозначения - натягом.
19
установки
пакеры
Размещено на http://www.allbest.ru/
По исполнению:
Без обозначения - нормальное;
Коррозионностойкие:
К1 - углекислотостойкое (CO2 не более 10% об.);
К2 - сероводородостойкос (H2S и СO2 не более 10% об. каждого
компонента);
КЗ - сероводородостойкое (H2S и СО2 свыше 10%, но не более 25% об.
каждого компонента);
Т - термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150оС).
Условное обозначение пакера должно включать: тип, число проходных
отверстий
(для
многопроходных
пакеров),
вид
по
способности
фиксироваться, способы посадки и съема, наружный диаметр, максимальный
перепад давления и исполнение.
Например:
Пакер ПВ-Я-118-14 ОСТ 26-02-1016-73 расшифровывается как, пакер с
усилием, направленным вверх, однопроходный, фиксируемый отдельным
устройством, не требующий посадки, освобождающийся натягом, наружным
диаметром
118
мм,
воспринимающий
перепад
давления
14
нормального исполнения.
Различия уплотняющих элементов представлены на рисунке 11
Рисунок 11 – Схемы уплотняющих элементов.
20
МПа,
Размещено на http://www.allbest.ru/
Конструкция
пакера
может
содержать
один
или
несколько
уплотняющих элементов. В зависимости от конструктивного исполнения
уплотняющие элементы пакеров делятся на следующие группы;
1. Элементы, деформируемые за счет воздействия осевой нагрузки (см.
рисунок 11, а, б; ). Материалом для таких уплотнений могут служить резина
(а), прорезиненная и пропитанная графитом асбестовая ткань (б) и для
высоких температур - свинец.
Осевая нагрузка может создаваться весом колонны труб или усилием,
развиваемым поршнем под действием перепада давления среды.
2. Элементы, расширяющиеся при создании в их внутренней полости
избыточного давления (см. рисунок 11, в). Основным материалом для таких
уплотнений служит резина.
3. Самоуплотняющиеся элементы (см. рисунок 11, г, б). Основным
материалом для таких уплотнений служит резина.
Уплотняющие элементы первых двух типов (см. рисунок 11, а, б) могут
быть прижаты к обсадной колонне с необходимой силой при достаточном
весе НКТ. При этом нижняя часть колонны труб будет подвергаться
продольному изгибу.
Элементы последних двух типов (см. рисунок 11, в, г) не требуют
передачи веса НКТ обсадной колонне для их уплотнения, что является их
преимуществом. Для срабатывания этих видов уплотнений необходимо
создание избыточного давления внутри НКТ (см. рисунок 11, в) или внутри
обсадной колонны. При подаче жидкости возникает перепад давления у
уплотняющего элемента, и он деформируется. В некоторых конструкциях
пакера уплотняющий элемент фиксируется в этом положении. Конструкция
такого пакера несколько сложнее, чем у других типов пакеров.
Самоуплотняющийся элемент - манжета (см. рисунок 11, г) спускается
в обсадные трубы, прижимаясь к ним с некоторым натягом. По этому резина
должна быть износоустойчивой, и манжета обычно не может использоваться
несколько раз.
21
Размещено на http://www.allbest.ru/
Во всех других уплотняющих элементах между опорой элемента и
обсадной
колонной
имеется
зазор.
Диаметральный
зазор
между
уплотнениями пакера и обсадной колонной равен 10-20 мм. Уплотняющий
элемент задавливается в зазор под действием перепада давления.
Опора пакера воспринимает осевые усилия, действующие на пакер.
Может осуществляться с упором:
 на забой через хвостовик;
 переход диаметра обсадной колонны;
 шлипсовый захват за обсадную колонну;
 на торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.
22
Размещено на http://www.allbest.ru/
5. Клапаны-отсекатели
Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия
колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении
установленного режима ее эксплуатации в результате частичного или
полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности
эксплуатационной
колонны,
загрубное
пространство
которой
загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапанотсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным
горизонтом, особенно в тех случаях, когда скважина может дать грифон.
Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель
путем сбрасывания или с использованием специального посадочного
инструмента. Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации
в нем клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого
выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапанаотсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки
обработана пол посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По
обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ.
Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера.
23
Размещено на http://www.allbest.ru/
6. Якори
Якори служат для заякоривания и центрирования скважинного
оборудования
в
эксплуатационной
колонне.
Если
осевое
усилие,
действующее на пакер значительно, и шлипсовый захват пакера не может его
надежно удержать, со стороны низкого давления устанавливают якорь,
служащий дополнительной осевой опорой. Гидравлический якорь (рисунок
12) показан в сборе с транспортировочными предохранительными гайкой и
пробкой. Якорь, спускаемый на колонне НКТ, при работе подвергается
избыточному внутреннему давлению жидкости, действующему на резиновую
трубчатую диафрагму, которая нажимает на плашки и прижимает их к
обсадной колонне. Плашки имеют насечку, что увеличивает их сцепление с
обсадной колонной. Якорь можно применять и без пакера в случае, когда
необходимо
закрепить
колонну
труб
без
уплотнения
пространства.
Рисунок 12 - Гидравлический якорь:
1 - пробка транспортировочная; 2 - головка; 3 - корпус;
4 - трубчатая резиновая диафрагма; 5 - плашка; 6 - винт;
7 - шпонка; 8 - патрубок; 9 - хвостовик;
10 - гайка транспортировочная
24
межтрубного
Размещено на http://www.allbest.ru/
7. Лубрикатор
Рис. 13 - Схема лубрикатора
1 - ролик; 2 - кронштейн; 3 - проволока; 4 - сальниковый узел; 5 сальниковая крышка; 6 - труба (собственно лубрикатор); 7 - глубинный
прибор; 8 - манометр; 9 - сливной кран; 10 - буферная задвижка; 11 задвижки выкидных манометров; 12 - центральная задвижка
Лубрикатор представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы
6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки
10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2.
Кронштейн крепится на трубе 6. В верхней части имеется сальниковый узел 4
и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора
вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В
нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление
внутри
лубрикатора
фиксируется
манометром
8.
Перед
установкой
лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины
25
Размещено на http://www.allbest.ru/
эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная
задвижка 12 открыта.
26
Размещено на http://www.allbest.ru/
8. Установки погружных насосов с электроприводом
Рисунок 14 – Схема электроприводной установки погружных насосов
8.1 Общая схема электроприводной установки погружных насосов
1 – Трансформатор. Применяют для повышения напряжения тока,
получаемого от промысловой сети (обычно 380 В). У двигателя напряжения
обычно больше (400-2000 В). Кроме того, трансформатор необходим для
компенсации снижения напряжения в длинном кабеле.
2 – Станция управления. Позволяет включать и отключать установку
вручную или автоматически при аварийном режиме работы (при пробое
кабеля, в случае ухода жидкости от приема насоса). Позволяет регулировать
частоту питающего тока.
3 – Оборудование устья скважины. Служит для направления и
регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и
кабеля.
4 – Токоввод. Ввод кабеля в затрубное пространство.
27
Размещено на http://www.allbest.ru/
5 – НКТ. Основное назначение - создание канала между продуктивным
пластом и поверхностью.
6 – Клямс. Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при
спускоподъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне
НКТ. Простейшим приспособлением для крепления кабелей являются
металлические пояса с пряжками.
7
–
Кабель
электрический.
Является
коммуникацией
для
электроснабжения двигателя. Рядом с НКТ идет круглый, а около насосного
агрегата – плоский кабель (позволяет несколько увеличить диаметр насоса и
двигателя).
8 – Насос. Предназначен для откачки жидкости из скважины.
9 – Обратный клапан
10 – Электродвигатель (электродвигатель, гидрозащита, компенсатор)
11 – Соединение кабеля
8.2 УЭЦН
Эти насосы имеют высокий КПД и большой межремонтный период.
Насос является динамическим. Перекачиваемая жидкость получает
кинетическую энергию из-за вращения рабочего колеса насоса (со скоростью
3000 об/мин). После чего, кинетическая энергия потока преобразуется в
потенциальную энергию давления в направляющем аппарате.
Область применения
Подача Q = 40 м3/сут – 2000 м3/сут;
28
Размещено на http://www.allbest.ru/
Напор Н – до 3000-3500 м (но реально 1200-1600, 2000);
Мощность N – до 500 кВт;
УЭЦН используется для вертикальных и наклонно-направленных
скважин, но в зоне с относительно небольшим набором кривизны;
В состав насосного агрегата УЭЦН входит:
Центробежный
многоступенчатый
насос,
протектор,
погружной
электродвигатель, компенсатор и клапаны (сливной и обратный).
Протектор + компенсатор = гидрозащита.
Насос представляет собой металлический корпус, изготовленный из
стальной трубы, наружный диаметр которой позволяет свободно спускать
насос в обсадную колонну скважины. Длина насоса определяется числами
ступеней и секций насоса. В корпус многоступенчатого погружного насоса
вставляется пакет насоса, представляющий собой собранные на валу насоса
рабочие колеса и направляющие аппараты.
Рисунок 15 – Модуль-секция насоса.
1 - головка; 2 - вал; 3 - осевая опора; 4 - верхний радиальный
подшили»;
5 - кольцо; 6 - направляющий аппарат; 7- рабочее колесо; 8 – корпус;
9- нижний радиальный подшипник; 10-ребро; 11-основание
Скважинные центробежные насосы являются многоступенчатыми
машинами. Это обусловлено тем, что для эксплуатации нефтяных скважин
применяются колонны с Dнар равным 168, 146 мм при толщине стенки д = 10
ч 12 мм. Напор и подача зависят от диаметра колес (чем > D, тем в квадрате >
расход). А т.к. мы диаметр увеличить не можем, то нужно увеличить
29
Размещено на http://www.allbest.ru/
количество ступеней (до 500, но реально 100-200).
Конструкция проточной части
Рисунок 16 - Конструкции ступеней
а - с разгруженным рабочим колесом; 6 - двухопорная;
1 - корпус насоса;
2 - направляющий аппарат;
3 - рабочее колесо
Колесо + направляющий аппарат = ступень.
Рабочее колесо является основным рабочим органом насоса. Оно
состоит из дисков – переднего (по ходу жидкости) в виде кольца с
отверстием большого диаметра в центре и заднего – сплошного диска со
ступицей (втулкой в центре), через которую проходит вал.
Диски расположены на некотором расстоянии один от другого, а между
ними находятся лопатки, отогнутые назад по направлению вращения колеса.
Направляющий аппарат предназначен для изменения потока жидкости
и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит из двух
неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего
колеса, закрепленные неподвижно в корпусе насоса.
Материалы составных частей насоса зависят от условий эксплуатации:
 Обычное исполнение: механических примесей менее 0,01 г/л;
 Износостойкое исполнение («И»): механических примесей более 0,01
30
Размещено на http://www.allbest.ru/
г/л;
 Коррозионностойкое исполнение(«К»): сероводорода более 0,125 %;
 Теплостойкое исполнение («Т»)
 Газ также усложняет работу установки. При Г ≈ 10 %, показатели
резко снижаются.
Газосепараторы
Позволяют отделить часть газа до его входа в насос. Имеет
центробежный принцип действия (но не колесо, а шнек).
Вал вращается. Т.к. среда не однородная, то к стенке отделяется более
тяжелая среда (жидкость), а в центре около вала остается газ. Есть
специальное устройство, которое переводит газ в затрубье и газ из затрубья
отделяется.
Рисунок 17 - Газосепаратор типа МН(К)-ГСЛ
1- корпус; 2 - головка; 3 - основание; 4 - вал; 5 - канал для газа, б канал для жидкости;
7 - радиальный подшипник; 8 - приемные каналы; 9 - подпятник; 10 радиальный подшипник; 11 - пята, 12 - шнек; 13 - осевое колесо; 14 сепараторы;
15 - втулки подшипников; 16 - направляющий аппарат
31
Размещено на http://www.allbest.ru/
Диспергаторы
Диспергаторы предназначены для измельчения газовых пробок в
пластовой жидкости, подготовки однородной суспензии и подачи ее на вход
погружного центробежного насоса в скважинах, которые склонны к
повышенному пенообразованию. Максимальное содержание свободного газа
на входе в диспергатор по объему до 55%.
Гидрозащита ПЭД
Предназначена
для
предохранения
ПЭД
от
попадания
в
его
внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсации изменения объема
жидкости в двигателе при его нагреве или охлаждении, а также при утечке
масла через негерметичные элементы конструкции. В настоящее время на
промыслах РФ широко распространены гидрозащиты типа Г, П и ПД.
Гидрозащиты типа Г состоит из протектора и компенсатора. Компенсатор,
предназначен для компенсации температурных расширений жидкости и для
уравновешивания давления внутри двигателя с наружным давлением.
Протектор,
предназначен
для
гидравлической
защиты
электродвигателя, то есть для предотвращения попадания в него пластовой
жидкости.
8.3 Погружные электродвигатели
Основным видом погружных электродвигателей, служащих для
привода центробежных насосов являются асинхронные маслонаполненные
двигатели с короткозамкнутыми роторами. При частоте тока 50 Гц
синхронная частота вращения их вала равна 3000 мин-1. Двигатели, как и
насосы, должны иметь малые диаметры, различные для скважин с
различными обсадными колоннами. Мощность двигателей достигает 500
32
Размещено на http://www.allbest.ru/
кВт. Напряжение тока у двигателей (400-3000 В) ч сила рабочего тока (от 10
до 100 А) зависит от типоразмера двигателя. Величина скольжения
составляет до 6%.
Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость
увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м.
Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания и
узла токоввода.
8.4 Установки винтовых погружных электронасосов
По составу оборудования аналогично установкам ЭЦН, отличие
состоит в типе и конструкции насоса.
Область применения:
Н – до 1800 м
Q – до 60 м3/сут
Т < 70 0C
N<1500 об/мин
Многолетний
опыт
эксплуатации
насосов
с
погружными
электродвигателями показал, что винтовые насосы (ЭВН) являются одним из
наиболее эффективных средств механизированной добычи высоковязких
нефтей.
Главное преимущество погружных винтовых насосов по сравнению с
погружными центробежными состоит в том, что с повышением вязкости до
определенных пределов (200сПз) параметры насоса остаются практически
неизменными, в то время как параметры центробежного насоса с
увеличением вязкости резко снижаются. А при вязкости более 200сПз
эксплуатация погружных центробежных насосов становится невозможной
Следует отметить, что одним из осложняющих факторов добычи,
нефти является повышенное газосодержание пластовой жидкости, и данных
условиях эффективно применять винтовые насосы, так как наличие 50%
33
Размещено на http://www.allbest.ru/
свободного газа на приеме насоса практически не вызывает снижения его
рабочих характеристик. Винтовые насосы также эффективно применять в
искривленных, скважинах. Во-первых, угол наклона ствола скважины в месте
установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры.
Во-вторых, установки ЭВН имеют незначительную длину, что
облегчает прохождение скважинного агрегата по наклонно-направленной
скважине. Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости
с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).
Принцип действия
Рисунок 18 – Схема винтового погружного электронасоса
Рабочим органом винтового насоса являются однозаходные стальные
винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых
представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в 2 раза
34
Размещено на http://www.allbest.ru/
больше, чем шаг винта. Винты соединены между собой эксцентриковой
муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или
камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью,
которая при последующем вращении винта герметически замыкается и
поступает вдоль оси винта к полости нагнетания.
Устройство:
ЭВН бывают редукторные и безредукторные
Насос состоит из пусковой кулачковой муфты центробежного типа,
основания с приводным валом, сетчатых фильтров, установленных на приеме
насоса, рабочих органов с правыми и левыми обоймами и винтами, двух
эксцентриковых шарнирных муфт, предохранительного клапана.
В основном все узлы и детали унифицированы и применяются, за
некоторым исключением, во всех типоразмерах насосов. Все насосы имеют
две приемные сетки, по одной для каждого рабочего органа, и общий выход,
благодаря чему подача насоса равна сумме подач обоих рабочих органов, а
напор насоса равен напору каждого рабочего органа.
Установки
температуры
погружных
откачиваемой
винтовых
насосов
жидкости
в
зависимости
выпускаются
от
следующих
модификаций:
А – для жидкости с температурой до 303 К (30°С);
Б – для жидкости с температурой от 303 до 323 К (от 30° до50°С);
В – для жидкости с температурой от 323 до 343 К (от 50° до 70°С):
8.5 Установки электроприводных диафрагменных насосов
Область применения
Диафрагменные
скважинные
насосные
установки
относятся
к
объемным плунжерным насосам с электроприводом, у которых отбираемая
жидкость, проходя через приемный и нагнетательный клапаны, не
соприкасается с другими подвижными деталями насоса и его привода. Она
35
Размещено на http://www.allbest.ru/
отделена от них раиновой диафрагмой. Этим определяется специфическая
область применения данных насосов. Они предназначаются для отбора
агрессивных
содержанием
пластовых
в
ней
жидкостей
механических
или
жидкости
примесей,
в
со
значительным
частности
песка,
поступающего из пласта (до 0,5 г/л). Возможность эксплуатации наклоннонаправленных скважин.
Дебиты скважин до 10 м3 /сут
Максимальный напор 1000м водяного столба.
Схема агрегата
Установка скважинного диафрагменного насоса состоит из погружного
насосного агрегата (насоса и электропривода), спущенного в скважину на
НКТ (рис.28), кабеля, идущего рядом с трубами, спускного клапана,
встроенного в колонну НКТ, оборудования устья и станции управления,
размещенной на поверхности.
Рисунок 19 – Схема диафрагменного насоса
У погружного агрегата имеются нагнетательный 1 и всасывающий 2
клапаны, диафрагма 3, пружина 4 и поршень 5. Под поршнем находится
эксцентрик 6, приводимый во вращение угловой зубчатой передачей 7. Ниже
36
Размещено на http://www.allbest.ru/
находятся электродвигатель 8 и компенсационная диафрагма 9.
Полость А над поршнем и полость Б у привода заполнены маслом.
Полость А имеет строго определенный объем масла. Утечки масла из этой
полости (например, через зазор у поршня 5 и цилиндра, в котором ходит
поршень) восполняются через специальный клапан, размещенный в корпусе
цилиндра. Так же выпускаются излишки масла из полости А. Работой этих
клапанов управляет вспомогательный поршенек, соединенный толкателем с
диафрагмой. Погружной агрегат работает следующим образом. При
вращение вала двигателя и угловой зубчатой передачи эксцентрик 6
вращается и поршень 5, прижатый к эксцентрику пружиной 4, перемещается
вверх и вниз. На схеме показано верхнее положение поршня. Поскольку
объем А неизменен, при ходе поршня вниз масло будет заполнять
освобождаемое поршнем пространство, а диафрагма 3 опустится (нижнее
положение диафрагмы отмечено пунктиром). Создается понижение давления
в рабочей полости насоса под клапанами и происходит всасывание жидкости
из скважины. Когда при дальнейшем вращении эксцентрика он подвинет
поршень вверх, масло надавит на диафрагму и переместит ее в верхнее
положение. Произойдет нагнетание жидкости через клапан 1 в НКТ. Таким
образом, перекачиваемая жидкость соприкасается только с клапанами,
диафрагмой и стенками рабочей полости. Изменение объема полости Б из-за
движения поршня 5 компенсируется диафрагмой 9.
Поскольку угловая зубчатая передача и эксцентриковый привод
поршня размещаются в погружном агрегате малых габаритов, мощность
привода ограничена 3—6 кВт. Электродвигатель трехфазный, асинхронный,
маслозаполненный. Частота вращения вала электродвигателя 1350—1500
мин-1. Зубчатая передача сокращает частоту вращения примерно в 2 раза.
Таким образом, число ходов поршня в минуту около 750 при длине хода
около 15мм. При давлении 10 МПа подача насоса составляет около 10 м/сут,
КПД погружного агрегата — 0,45. Отечественные насосы имеют большой
межремонтный период работы (более 200сут). В агрессивных условиях
37
Размещено на http://www.allbest.ru/
межремонтный период насосов ЭЦН и штанговых насосов в 2—3 раза
меньше.
Установки работают от сети переменного тока напряжением 380 В при
частоте тока 50Гц. Рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90°С.
Установки и электронасосы различных типоразмеров полностью
унифицированы и отличаются сечением и длиной круглого кабеля кабельной
линии, а также рабочим диаметром сменной плунжерной пары, входящей в
состав плунжерного насоса.
38
Размещено на http://www.allbest.ru/
9. Гидроприводные погружные насосы
По принципу действия насоса гидроприводные насосы деляться на 2
класса:

Гидропоршневые (ГПНУ)

Турбонасосы
9.1 ГПНУ
Принцип действия
Действие
установок
гидропоршневых
насосов
(УГГН),
предназначенных для добычи жидкости из нефтяных скважин, основано на
преобразовании энергии рабочей жидкости в возвратно-поступательное
движение исполнительного механизма. Исполнительный механизм в виде
поршневого насоса двойного или дифференциального действия расположен
непосредственно в скважине, а силовое оборудование, сообщающее
потенциальную
поверхности.
и
кинетическую
Передача
энергию
гидравлической
рабочей
энергии
правило, по внутреннему каналу труб.
Рисунок 20 – Схема гидропоршневой установки
1 – Скважинный насос
39
жидкости,
осуществляется,
-
на
как
Размещено на http://www.allbest.ru/
2 – Погружной двигатель
3 – Канал для подъема продукции и отработанной рабочей жидкости
4 – Канал для подачи рабочей жидкости к погружному агрегату
5 – Поверхностный силовой насос
6 – Сиситема подготовки рабочей жидкости
Область применения

Скважины с дебитом от 10 -20 м /сут до 1200 м /сут. Напор до
3500м.

Возможность эксплуатации наклонно-направленных скважин

Высокий КПД при откачке вязкой продукции, т.к. используется
объёмный насос.

Малая площадь занимаемого оборудования (что важно для
морских

Эксплуатация при высоком содержании в пластовой жидкости
воды (до 98 %), песка (до 2 7) и агрессивных компонентов.
Недостатки:

Высокая стоимость оборудования.

Сложности технологии производства данного оборудования.
Гидропоршневые
насосные
установки
различаются
по
типу
принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости (открытая или
закрытая);
В открытой системе рабочая и пластовая жидкости смешиваются при
подъёме на поверхность.
Преимущества такой системы

Необходимость и достаточность двух независимых каналов.

Возможность создания сбрасываемого агрегата.
Недостатки такой системы:

Необходимость подготовки больших объёмов рабочей жидкости.

Сложность системы подготовки.
40
Размещено на http://www.allbest.ru/
Данная схема имеет преимущественное применение.
В закрытой схеме не происходит смешивание рабочей и пластовой
жидкости, поэтому не требуется сложная система подготовки рабочей
жидкости, однако усложняется внутрискважинное оборудование, так как
требуется три канала, а так же сложности в создании сбрасываемых
агрегатов. Данная схема используется лишь в том случае, если откачиваемая
пластовая жидкость содержит большое количество механических примесей и
коррозионно-активных веществ.
Способы спуска гидропоршневых насосных установок.
Существует два способа спуска гидропоршневых насосных установок:

Спуск на НКТ, при котором насосный агрегат является
продолжением НКТ. Преимуществом такого способа является возможность
получения
большего
дебита.
Основой
недостаток
такого
способа
традиционная схема подземного ремонта, связанная с подъёмом НКТ.

Сбрасываемый агрегат.
Насосный агрегат гидропоршневой насосной установки.
Насосный агрегат гидропоршневой насосной установки состоит из трёх
основных элементов: объёмного гидравлического двигателя с возвратнопоступательным движением выходного звена, объёмного плунжерного
насоса, системы управления, которая конструктивно выполнена в виде
золотника и установлена между двигателем и насосом. Роль самого
золотника выполняет шток.
Пластовая
жидкость
Слив
От силового
насоса
Рисунок 21 – Схема насосного агрегата ГПНУ
41
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рабочие жидкости.
Требования к рабочим жидкостям:

Жидкость должна иметь высокий модуль упругости, то есть
жидкость должна иметь низкую сжимаемость.

Жидкость должна иметь стабильные характеристики (содержание
твёрдой фазы, коррозионно-активных веществ, температуростойкость).

Жидкость должна быть доступна по цене.
В гидропоршневых насосных установках в качестве рабочей жидкости
используется сырая дегазированная нефть.
В общем случае система подготовки рабочей жидкость представляет
собой "мини-цех" для подготовки товарной нефти. Вследствие сложности
системы подготовки рабочей жидкости гидропоршневые насосные установки
конструируются таким образом, что один блок подготовки с комплексом
силовых масляных насосов снабжает гидравлической энергией несколько
насосных агрегатов, расположенных в нескольких скважинах.
9.2 Турбонасосы
Турбонасосные установки предназначены для добычи нефти из
скважин средних и высоких дебитов и представляет собой сложный агрегат с
лопастной турбиной и центробежным насосом.
Турбонасосный агрегат включает в себя лопастную турбину, вал
которой соединен с валом центробежного насоса. Турбина приводится в
действие при закачке в нее с поверхности рабочей жидкости. Центробежный
насос отбирает из скважины жидкость и нагнетает ее на поверхность.
Рабочая жидкость, отработавшая в турбине, выходит в тот же канал, что и
добытая жидкость, и в смеси с ней поднимается на поверхность. На
поверхности смесь разделяется, и добытая жидкость с нефтью идет в
промысловую сеть, а рабочая жидкость (в большинстве случаев вода)
поступает в поверхностный насос и далее в скважину для привода погружной
42
Размещено на http://www.allbest.ru/
турбины.
Такие насосы предназначены для отбора больших количеств жидкости
из скважин (400—500 м3/сут и более) с относительно малых глубин (в
опытных образцах 200—1000 м).
Преимущество такой насосной установки - возможность отбора
больших количеств жидкости из скважины при достаточно высокой
эффективности (КПД около 0,3—0,25). При этом возможна эксплуатация
наклонно-направленных
скважин.
Установка
может
быть
выполнена
сбрасываемой в скважину при увеличенной частоте вращения вала. Это
существенно снижает объем ремонтных работ на скважине.
Однако недостатки этой установки пока не преодолены. Большие
объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, требуют обустройства
ее каналами со значительными проходными сечениями. В скважинах с
обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм это трудновыполнимо. На
поверхности необходимо организовать очистку и подготовку больших
количеств рабочей жидкости, что приводит к установке металлоемкого
оборудования, требует затрат на его обслуживание.
43
Размещено на http://www.allbest.ru/
10. Установки скважинных штанговых насосов для добычи нефти
В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами
положено использование объемного насоса, спускаемого в скважин и
приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод
и скважинный насос соединены вместе посредством механической связи.
Весь этот комплекс оборудования называют скважинной штанговой
насосной установкой (СШНУ). Штанговая скважинная установка состоит из
привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны
насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного
подземного оборудования. В отдельных случаях какой-либо из элементов
может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы
СШНУ. Привод предназначен для преобразования энергии двигателя
механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратнопоступательно. Колонна насосных штанг представляет собой стержень,
состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми
соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию от
привода
к
скважинному
насосу.
Скважинный
насос,
как
правило,
плунжерный преобразует механическую энергию движущихся штанг в
энергию
откачиваемой
пластовой
жидкости.
Колонна
насосно-
компрессорных труб служит каналом для подъема откачиваемой пластовой
жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.
Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны
НКТ, ее соединения с нефтепромысловым коллектором, a также фиксирует
верх
колонны
НКТ.
Вспомогательное
подземное
оборудование
устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В
комплект
могут
входить:
якорь,
фиксирующий
низ
колонны
НКТ
относительно эксплутационной колонны; газовые и песочные якоря для
отделения из пластовой жидкости, поступающей на прием скважинного
насоса, газа и песка; центраторы и скребки, соединенные с колонной
44
Размещено на http://www.allbest.ru/
насосных штанг; клапаны-отсекатели пласта.
В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее
внутренняя полость используется в качестве канала для подъема пластовой
жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр
скважинного насоса фиксируется специальным якорем с пакером в обсадной
колонне.
Рисунок 21 - Схема установки скважинного штангового насоса
1 - фундамент;
2 - рама;
3 - электродвигатель;
4 - клиноременная передача;
5 - кривошип;
6,8 - контргруз;
45
Размещено на http://www.allbest.ru/
7 - шатун;
9 - стойка;
10 - балансир;
11 -механизм фиксации головки балансира;
12 - головка балансира;
13 - канатная подвеска;
14 - полированный шток;
15 - оборудование устья скважины;
16 - обсадная колонна;
17 - колонна штанг;
18 - НКТ;
19 - глубинный насос;
20 - газовый якорь;
21 - уплотнение полированной штанги;
22 - муфта трубная;
23 - муфта штанговая;
24 - цилиндр глубинного насоса:
25 - плунжер насоса:
26 - нагнетательный клапан;
27 - всасывающий клапан
10.1 Приводы СШНУ
Привод СШНУ выполняет две основные задачи - привод преобразует
энергию двигателя в механическую энергию колонны штанг и создает
оптимальный режим работы приводного двигателя. Привод обеспечивает
движение точки подвеса штанг по определенному закону, регулирует режим
откачки пластовой жидкости за счет изменения длины и частоты хода точки
подвеса штанг, пуск и остановку СШНУ, контроль режима работы
внутрискважинного оборудования. Он также позволяет использовать
46
Размещено на http://www.allbest.ru/
двигатели
минимальной
мощности,
на
режим
нагружения
которых
закономерность изменения внешней нагрузки должна влиять в минимальной
степени. Привод СШН состоит из следующих основных блоков: силового
органа, уравновешивающего устройства и собственно привода. Силовой
орган предназначен для перемещения колонны штанг и может быть
механическим, состоящим из системы рычагов, канатов и блоков,
гидравлическим или пневматическим - с использованием собственно гидроили пневмоцилиндров. Сам привод включает двигатель (электромотор или
двигателя внутреннего сгорания) и передачу, которая может быть
механической или гидравлической. Эти два блока в основном обеспечивают
выполнение первой функции привода, выполнение второй обеспечивается
уравновешивающим
устройством, которое
накапливая
потенциальную
энергию при ходе колонны штанг вниз и отдает энергию при ходе штанг
вверх. Для привода штангового насоса у устья скважины устанавливают тот
или иной приводной механизм. На промыслах наиболее распространен
индивидуальный балансирный привод с шатунно-кривошипным механизмом
- станок-качалка (в соответствии с определением, принятом в ГОСТ-Р это
оборудование называется «привод скважинного штангового насоса»).
Применение уравновешивающего устройства обусловлено тем, что мощность
двигателя, приводящего в действие неуравновешенную установку, должна
быть в 2-4 раза больше мощности двигателя, приводящего в действие
установку, работающую в том же режиме, но полностью уравновешенную.
Индивидуальные приводы включают двигатель, трансмиссию и
обеспечивают движение только одной колонны насосных штанг. В
настоящее время большинство приводов СШНУ относятся именно к этому
типу. Групповые приводы служат для эксплуатации группы (от 2-40)
скважин, расположенных близко друг от друга и имеющих сопоставимые
рабочие параметры. Трансмиссия, используемая в индивидуальном приводе,
обычно состоит из клиноременной передачи от двигателя к входному валу
редуктора и редуктора. Редуктор выполняется двух- или трехступенчатым, с
47
Размещено на http://www.allbest.ru/
зубчатыми зацеплениями различных типов. Наибольшее влияние на
конструкцию
установки
преобразующего
механические
оказывают
механизма.
приводы
По
делятся
тип
видам
на
две
и
кинематическая
преобразующих
группы
-
схема
механизмов
балансирные
и
безбалансирные. В балансирных возвратно-поступательное движение точки
подвеса штанг достигается использованием качающегося рычага - балансира,
который соединяется с выходным валом транс миссии посредством
кривошипно-шатунного механизма. В свою очередь кривошипно-шатунный
механизм может быть со звеньями, имеющими постоянную или переменную
длину, изменяющуюся в пределах времени одного цикла работы установки.
В безбалансирных приводах возвратно-поступательное движение точки
подвеса штанг обеспечивается за счет использования механизмов с гибкими
элементами (канаты или цепи). В подавляющем большинстве случаев
применяют СШНУ, имеющие механический балансирный привод с
грузовым, кривошипным или комбинированным уравновешиванием.
Рисунок 22 - Общий вид механического балансирного привода СШНУ
1 - редуктор; 2 - противовес; 3 - подвеска; 4 - балансир; 5 - опора
балансира; 6 - стойка;
7 - опора траверсы; 8 - шатун; 9-кривошип; 10- клиноременная
передача;
48
Размещено на http://www.allbest.ru/
11 - электродвигатель; 12 - рама; 13 - тормоз; 14 - траверса;
15 - головка балансира; 16- фундамент
Также существуют безбалансирные станки-качалки. Приводная часть
безбалансирного станка-качалки (рисунок 23) включая редуктор, та же, что и
у балансирного станка-качалки. Конструкция кривошипа у безбалансирного
станка-качалки несколько иная - V-образной формы, с углом 30°. Последнее
улучшает уравновешивание станка, снижает вес контргрузов. Грузы
размещаются на кривошипе конструктивно так же, как и на кривошипе
балансирного станка-качалки. Над устьем скважины, на наклонной стойке,
расположен ролик, через который проходит гибкая подвеска, подсоединенная
к траверсе, которая, в свою очередь, соединена с шатунами. Нижняя головка
шатуна соединена с кривошипом. Место подсоединения можно изменить для
регулировки длины хода точки подвеса штанг так же, как и у балансирного
станка-качалки.
Безбалансирные
станки-качалки
имеют
меньшие
металлоемкости и габариты по сравнению с балансирными. У них несколько
лучшая характеристика движения точки подвеса штанг, при которой
отклонения от гармонического колебания меньше, а следовательно меньше
ускорение точки подвеса штанг и инерционные нагрузки на установке.
Однако недостаточная надежность гибкой связи сдерживает внедрение этих
установок.
49
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 23 - Схема безбалансирного станка-качалки.
1 - рама;
2 - стойка;
3 - сальниковый шток;
4 - канатный шкив;
5 - траверса и шатуны;
6 - кривошипы;
7 - редуктор;
8 - тормоз;
9 - электродвигатель;
10 - клиноременная передача
10.2 Методы уравновешивания станков-качалок
Уравновешивание станков-качалок производят для того, чтобы
компенсировать различие в нагрузках при движении колонны штанг вверх
или вниз. Различают 2 типа уравновешивания: грузовое (балансирный,
роторный и комбинированный) и пневматическое. На рисунке 22 показан
станок-качалка
с
роторным
уравновешиванием.
При
балансирном
уравновешивании уравновешивающий груз устанавливают на правый край
50
Размещено на http://www.allbest.ru/
балансира 4 (рисунок 22). При смешанном уравновешивании грузы
устанавливают как на балансир, так и на кривошип.
На
рисунке
23
уравновешиванием.
показан
станок-качалка
Пневматический
с
(или
пневматическим
гидравлический)
уравновешивающий элемент устанавливается под головкой балансира.
Рисунок
24
–
Балансирный
станок-качалка
с
пневматическим
уравновешиванием
10.3 Редукторы механических приводов СШНУ
Редуктор - основной механизм станка-качалки - обеспечивает
понижение (скорости) частоты вращения двигателя до необходимой на
ведомом валу. Основные показатели редуктора - крутящий момент на
выходном валу и передаточное число. Во всех редукторах применяется
зубчатая передача на основе зацепления М.Л. Новикова.
Редуктор имеет в быстроходной ступени раздвоенный шеврон, в
тихоходной
-
косозубую
передачу.
Опоры
ведущего
вала
-
роликоподшипники с цилиндрическими роликами, опоры промежуточного и
ведомого
валов
- конические
роликоподшипники. Смазка зубчатых
зацеплений в редукторах - картерная, окунанием колес. Смазка опор
51
Размещено на http://www.allbest.ru/
быстроходного вала - картерная, разбрызгиванием, опор промежуточного и
ведомого валов - принудительная картерная или с помощью консистентных
смазок.
Рисунок 25 – Редуктор типа ЦЗНК
10.4 Оборудование устья скважины при эксплуатации СШНУ
Оборудование устья нефтяных скважин при штанговой эксплуатации
предназначено для соединения выходного звена привода (например - головки
балансира станка-качалки) с колонной насосных штанг, для герметизации
движущейся или неподвижной колонны штанг, для подвески колонны НКТ,
для направления потока пластового флюида из скважины в нагнетательную
линию сбора пластовой продукции. Подвески устьевого штока ПСШ
предназначены для соединения устьевого штока с приводом штангового
скважинного
насоса.
Позволяют
исследовать
работу
скважинного
штангового, насоса с помощью динамографа, а также регулировать
установку плунжера в цилиндре насоса. Схема подвески представлена на
рисунке 26.
52
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 26 - Подвеска ПСШ устьевого штока:
1 - нижняя траверса; 2 - плашки каната; 3 - пружина плашек;
4 - винт опорный; 5 - верхняя траверса; б - плашка штока;
7 - пружина плашек штока; 8 - сальниковый шток; 9 – канат
Штанговращатель - механическое приспособление, закрепляемое на
устьевом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера
«на
заворот»
при
каждом
ходе
головки
балансира
(рисунок
27).
Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных скважин
для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, для
предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случае применения
пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления
отложений парафина на внутренних стенках труб. Штоки сальниковые
устьевые ШСУ предназначены для соединения колонны насосных штанг с
канатной подвеской станка-качалки. Поверхность сальниковых штоков имеет
высокую чистоту (полированная), что улучшает работу сальниковых
(уплотнительных) устройств на устье скважин.
53
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 27 - Штанговращатель ШВЛ-10
1 - устьевой шток;
2 - гайка накидная;
3 - сухарь;
4 - червячная втулка;
5 - крышка;
6 - корпус;
7 - подшипники;
8 - кольцо уплотнительное;
9 -гайка;
10- втулка распорная;
11 -грузовой винт;
12 -винт подъемник
13 - гайка;
54
Размещено на http://www.allbest.ru/
14 - червячное колесо;
15 - храповик;
16 - собачка верхняя;
17 -рычаг;
18 - собачка нижняя;
19 -нижняя траверса;
20 -масленка;
21 - болт специальный;
22 - втулка;
23 - ось нижняя
Сальники устьевые (рисунок 28) предназначены для уплотнения
сальникового штока в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами.
Отличительная особенность сальника - наличие пространственного
шарового шарнира между головкой сальника (несущей внутри себя
уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая
самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с
осью
ствола
скважины,
исключает
односторонний
износ
набивки,
увеличивает срок службы сальника, одно временно облегчает смену набивки.
Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважин и
обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора
нефти и газа.
55
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 28 - Сальник устьевой СУС1-73-31:
1 - ниппель; 2 - гайка накидная; 3 - втулка;
4 - крышка шаровая;5 - крышка головки;
6 - втулка верхняя; 7 - кольцо нажимное;
8, 10 - манжеты; 9 - головка шаровая;
11 - кольцо опорное; 12 - втулка нижняя;
13 - кольцо; 14 - гайка; 15 - тройник;
16-болт откидной; 17 –палец
10.5 Скважинные штанговые насосы -основные виды и области
применения
Скважинный штанговый насос представляет собой одноплунжерный
насос с длинным цилиндром, шаровыми клапанами и длинным проходным
плунжером (рисунок 29). При ходе плунжера вверх он нагнетает жидкость,
находящуюся между стенками цилиндра и штангами, а в полость под
плунжером поступает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает
(выжимает) объем жидкости равный объему опускающегося в цилиндр
штока, т. е. это насос дифференциального действия.
56
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 29 - Конструктивные схемы невставных (трубных) насосов
1 - шток клапана;
2 - муфты;
3 - втулки;
4 - кожух;
5 - плунжер;
6 - нагнетательный клапан;
7 - захват клапана;
8 - крестовина;
9 - всасывающий клапан
По конструкции насосы бывают с щелевым уплотнением зазора между
металлическим плунжером и цилиндром и с упругим уплотнением этого
зазора - с неметаллической рабочей поверхностью плунжера или со
специальными поршневыми кольцами. Скважинные штанговые насосы
делятся на трубные и вставные. У первых цилиндр в скважину спускается на
трубах, а плунжер и клапаны - на штангах. Вставные насосы спускаются в
скважину в собранном виде на штангах и фиксируются в нижней части
57
Размещено на http://www.allbest.ru/
колонны НКТ замком (анкером). В отличие от остальных насосов к
основным
параметрам
скважинных
штанговых
насосов
относятся
номинальный диаметр плунжера (или цилиндра) и длина хода плунжера.
Условные диаметры скважинных насосов (плунжеров и цилиндров)
выбираются из следующего стандартного ряда: 27 (29 - по ОСТ и ТУ), 32, 38,
44, 50, 57, 63, 70, 95, 120 мм.
Длина плунжера скважинного штангового насоса выбирается в
зависимости
от
требуемого
напора
насоса
(глубины
расположения
динамического уровня, с которого насос должен обеспечить подъем
пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм рекомендуется применять
до динамического уровня с глубиной до 1200 м, 1500 мм - до 1500 м, 1800 мм
- 1800 м и более.
Обозначение штанговых насосов
60 – НН 2 Б (Д1) – 44 – 12 – 35 – 2
60 – Условный диаметр НКТ (48-114);
НН – Насос Вставной, НВ – Насос Вставной;
2 – Исполнение запорного или ловильного устройства;
Б – Исполнение цилиндра (С – состоит из втулок; Т – тонкостенный; Б
– безвтулочный толстостенный);
Д1 – тип насоса (Д1 – для высоковязких нефтей; Д2 – с высоким
газосодержанием; А – с автосцепом; И – износостойкие; У – для
увеличенного напора насоса);
44 – Условный диаметр плунжера, мм;
12 – Длина плунжера, дм;
35 – Длина хода плунжера, дм;
2 – Группа посадки (1 – 0ч0,063; 2 – 0,025+; 3 – 0,05+; 4 – 0,075+; 5 –
0,1ч0,163). 1,2 – для чистых нефтей без мех. примесей; 4,5 – для вязких
нефтей с мех примесями.
Для эксплуатации скважин с вязкой пластовой жидкостью и большим
содержанием песка применяют телескопические насосы. Этот тип насосов
58
Размещено на http://www.allbest.ru/
характерен большим зазором между плунжером и цилиндром, что в свою
очередь требует большой длины контакта между ними для обеспечения
необходимого гидравлического сопротивления, препятствующего утечке
жидкости через зазор. Все это обусловливает специфическую конструкцию
насоса, состоящего из концентрически расположенных труб. Трехтрубный
вставной телескопический насос состоит из наружной и внутренней
подвижных и средней – неподвижной труб. Внутренняя и наружная трубы в
верхней части соединены переводником. К переводнику в свою очередь
крепится узел нагнетательного клапана. Второй нагнетательный клапан
установлен в нижней части внутренней трубы. При работе насоса внутренняя
и наружная трубы перемещаются колонной штанг, а средняя труба
удерживается неподвижно относительно колонны насосно-компрессорных
труб замковым устройством. Для эксплуатации скважин с большим газовым
фактором применяют двух- и трехступенчатые насосы. Их принцип действия
подобен работе двух- и трехступенчатых компрессоров. Двухступенчатый
насос содержит два жестко связанных плунжера, перемещающихся в двух
цилиндрах. Диаметр
верхнего
плунжера
меньше диаметра
нижнего
плунжера. Две пары плунжеров и цилиндров образуют две полости. При ходе
штанг вверх пластовая жидкость через всасывающий клапан попадает в
подплунжерную полость. Объем кольцевой полости при этом сокращается, и
смесь жидкости и газа сжимается и проходит через верхний плунжер в
насосно-компрессорные трубы. При ходе штанг вниз смесь в камере
сжимается и перетекает в камеру, объем которой увеличивается. Если
давление смеси достаточно, то часть жидкости поступает через верхний
плунжер в трубы, а если недостаточно, то сжимается в камере и при
последующем ходе штанг вверх вытесняется из нее в трубы.
Трехступенчатые насосы используются в скважинах с очень большим
газовым фактором и имеют аналогичный принцип действия.
При эксплуатации высоко дебитных скважин малого диаметра
применяют тандем-насос, представляющий собой два насоса или более
59
Размещено на http://www.allbest.ru/
одностороннего действия, расположенных один над другим и работающих
параллельно. Насосы двойного действия применяют при эксплуатации
скважин малого диаметра и большого дебита. Создание такого насоса
обусловлено стремлением использовать ход штанг вверх и вниз для подачи
жидкости на поверхность. Широкого распространения этот тип насосов не
получил из-за сложности изготовления, малой надежности и ухудшения
условий работы штанг.
10.6 Насосные штанги
Насосные штанги, соединенные в штанговую колонну, передают
возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг поверхностного
привода к плунжеру насоса. Штанга представляет собой стальной стержень
круглого сечения диаметром 12 (в некоторых источниках указан диаметр 13
мм), 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется
участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчиванииразвинчивании, и выполнена резьба метрическая специальная, причем резьба
накатывается. Штанги соединяются между собой муфтами. ГОСТ 13877-80
предусматривает изготовление штанг номинальной длиной 8000 мм. Для
подбора необходимой длины подвески колонны изготовляются укороченные
штанги длиной 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм. Для соединения штанг
одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных
размеров - переводные муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух
исполнениях: с лысками под ключ и без них.
Рисунок 30 – Конструкция насосной штанги
60
Размещено на http://www.allbest.ru/
Существуют разработки стеклопластиковых или углепластиковых
насосных штанг для использования в скважинах с коррозионноактивной
средой. Конструкция аналогична стальным штангам, т.е. есть гладкое тело
штанги и высаженная часть с резьбой. Сама высаженная часть и резьба
выполняется из композита (стеклопластик или углепластик), либо резьба и
высаженная часть штанги выполнена из стали, а сама высаженная часть
прикрепляется к гладкому телу штанг. Вариант крепления высаженной части
штанги к ее гладкой части представлен на рисунке 4.107. Основная
особенность стеклопластиковых штанг - их малая масса: при одинаковой
прочности они в 3-4 раза легче стальных, но в 2-3 раза эластичнее. Обычно
их используют (в сочетании со стальными штангами) в глубоких скважинах
(более 2000 м) или в скважинах с высококоррозионной пластовой
жидкостью.
Рисунок 31 – Конструкция стеклопластиковой насосной штанги
Кроме сплошных насосных штанг могут применяться полые или
трубчатые штанги. Полые штанги предназначены для передачи движения от
головки балансира станка-качалки плунжеру скважинного насоса при
непрерывной или периодической подаче в полость насосных труб
ингибиторов коррозии, ингибиторов отложения парафина. растворителей
парафина, теплоносителей, деэмульгаторов, жидкости гидрозащиты насоса.
Продукция скважины при этом отбирается по кольцевому пространству
между полыми штангами и НКТ. Другим вариантом применения полых
штанг является откачка пластовой жидкости с высоким содержанием
механических примесей. При этом откачка пластовой жидкости проводится
61
Размещено на http://www.allbest.ru/
по централь-кому каналу. За счет малого диаметра проходного сечения
увеличивается скорость движения откачиваемой жидкости по каналу, что
препятствует выпадению (оседанию) механических примесей из потока
жидкости. Полые штанги конструктивно состоят из трубчатой основной
части и резьбовых концов, которые присоединяются к трубчатой части с
помощью сварки (рис. 4.108).
Рисунок 32 – Конструкция полой насосной штанги
Колонна насосных штанг может выполняться не только из отдельных,
дискретных штанг, соединенных между собой с помощью резьбы, но и в виде
непрерывной колонны.
10.7 Вспомогательное скважинное оборудование СШНУ
Осложненные условия эксплуатации скважин штанговыми насосными
установками
требуют
применения
дополнительных
средств,
которые
обеспечивают повышение надежности работающего оборудования.
Для зашиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в
наклонно-направленных скважинах необходимо применять центраторы или
протекторы. Центраторы могут выполняться с поверхностями трения качения
и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготовлении, дешевле,
долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются
комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки
или полимерных роликов. Винтовые ценраторы скольжения по сравнению с
62
Размещено на http://www.allbest.ru/
цилиндрическими
имеют
меньшее
гидравлическое
сопротивление.
Конкретный тип центраторов подбирается в зависимости от показателей
интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги,
вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах
зенитного угла достаточно применять центраторы скольжения. При
значительных величинах зенитного угла на интенсивно искривленных
участках необходимо применять роликовые центраторы качения, на
остальных участках - центраторы скольжения.
Рисунок 33 – Конструкция центраторов.
а – центратор-муфта с роликами
б – центратор-муфта скольжения
в – центратор-скребок промежуточный
При выборе типа конструкций центраторов необходимо учитывать их
гидравлические характеристики. Другим нормативным условием выбора
центраторов является суммарная стоимость в расчете на одну скважину при
прочих равных условиях. Габариты центратора не должны препятствовать
проведению спускоподъемных операций в скважине, ловильных и других
работ. При откачке пластовой жидкости с высоким содержанием парафина,
асфальтенов и смол в колонне НКТ может происходить отложение этих
63
Размещено на http://www.allbest.ru/
веществ. Для борьбы с асфальто-смоло-парафинистыми отложениями
(АСПО) при работе СШНУ применяются штанговые скребки. Как уже
отмечалось выше, эти скребки могут быть совмещены с центраторами (так
называемые скребки-центраторы.
Рисунок 34 – Пластинчатый скребок на насосной штанге
1 – пластина; 2 – хомут; 3 – штанга.
Еще одним видом дополнительного оборудования для эксплуатации
нефтяных скважин с помощью штанговых насосов являются газосепараторы.
Также как и в случае работы установок центробежных насосов
газосепараторы обеспечивают уменьшение поступления свободного газа на
прием скважинного штангового насоса. Как уже указывалось выше,
штанговые насосы обычного исполнения не должны иметь на приеме
свободного газа более 10 %, насосы специального исполнения - более 25%.
Часто геолого-технические условия эксплуатации нефтяных скважин не
позволяют обеспечивать указанное количество свободного газа за счет
увеличения глубины спуска, что требует применения газосепараторов.
Все представленные газосепараторы имеют схожий принцип действия при повороте потока газожидкостной смеси за счет разности плотности газа и
жидкости происходит разделение потока. После этого более легкий газ
отводится по специальным каналам в затрубное пространство, а поток
жидкости подается на прием насоса.
64
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 35 – Схемы газовых сепараторов
а – СГВД, б – СГВК, в – СГВЦ, г – СГНЧ, д – СГНП
1, 8, 15, 20, 27, 32 – переводник; 2, 9, 21, 28 – приемная труба;
3, 10, 17, 22, 33 – корпус; 4 – переводник-ограничитель; 5, 13, 24 –
труба;
6, 25 – нижний корпус; 7, 19, 31, 34 – наконечник; 11 – газозащитная
воронка;
12, 14 – клапан; 16, 23 – ниппель; 18 – шнек, 20 – пеногаситель;
29 – элемент крепления; 30 – газосборная камера
65
Размещено на http://www.allbest.ru/
11. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
Еще одним видом штанговых насосных установок для добычи нефти
являются
винтовые
штанговые
насосные
установки
(ВШНУ)
с
поверхностным приводом. В настоящее время создано большое количество
типоразмеров ВШНУ с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3/сут и давлением
от 6 до 30 МПа. Причиной достаточно широкого применения ВШНУ служат
технико-экономические
преимущества
по
сравнению
с
другими
механизированными способами добычи нефти по сравнению с СШНУ:

простота конструкции и малая масса привода;

отсутствие необходимости в возведении фундаментов под привод
установки;

простота транспортировки, монтажа и обслуживания;

широкий диапазон физико-химических свойств откачиваемых
пластовых жидкостей (возможность откачки жидкостей высокой вязкости и
повышенного газосодержания);

уравновешенность привода, постоянство нагрузок, действующих
на штанги, равномерность потока жидкости, снижение энергозатрат и
мощности приводного двигателя, минимальное эмульгирующее воздействие
на откачиваемую жидкость;

отсутствие клапанов в скважинном насосе по сравнению с УЭВН:

простота
конструкции
насоса
(отсутствуют
шарнирные
соединения, пусковые муфты, радиальные и осевые подшипники);

наземное
расположение
приводного
электродвигателя,
что
приводит к снижению его стоимости и к отсутствию дорогостоящих
гидрозащиты и длинного бронированного кабеля.
Рациональной областью применения ВШНУ являются вертикальные
скважины или скважины с малыми темпами набора кривизны с пластовыми
жидкостями высокой вязкости, с повышенным содержанием газа и
механических примесей. Чаще всего ВШНУ применяются для дебитов от 3
66
Размещено на http://www.allbest.ru/
до 50-100 м3/сутки с напором до 1000 - 1500 м, однако, как уже отмечалось,
некоторые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добычные
возможности.
11.1 Состав установки и ее особенности
ВШНУ (рисунок 36) включат в свой состав наземное и скважинное
оборудование.
Наземное оборудование ВШНУ устанавливается на трубной головке
скважины и предназначено для преобразования энергии приводного
двигателя в механическую энергию вращающейся колонны штанг.
Наземное оборудование состоит из:

тройника для отвода пластовой жидкости;

приводной головки;

рамы для крепления приводного двигателя; - трансмиссии;

приводного двигателя с устройством управления;

устройства для зажима (подвески) полированного штока.
Рисунок 36 - Установка винтового штангового насоса
1 - приводная головка,
67
Размещено на http://www.allbest.ru/
2 - приводная головка,
3 - превентор,
4 - трубная головка,
5 - полированный шток,
б - штанга,
7 - центратор,
8 - ротор,
9 - статор,
10 - палец,
11 – электродвигатель
Приводная головка предназначена для передачи крутящего момента
колонне штанг, восприятия осевых нагрузок от веса штанг и гидравлической
силы в рабочих органах насоса, уплотнения устья скважины. Конструктивно
приводная головка выполнена на базе корпуса, устанавливаемого на
тройник-отвод посредством фланцевого или резьбового соединения. Внутри
корпуса, заполненного маслом, на подшипниках качения располагается
приводной вал, связанный с ведомым шкивом силовой передачи. В качестве
упорного подшипника, воспринимающего осевую нагрузку, используются
конический или сферический роликовые подшипники. Для уплотнения
вращающегося приводного вала или полированного штока служит одинарное
или сдвоенное сальниковое устройство с использованием уплотнительных
колец или мягкой набивки.
Для предотвращения обратного вращения колонны штанг после
остановки приводного двигателя приводная головка оснащается тормозным
устройством механического или гидравлического типа. Это устройство
необходимо для восприятия момента кручения от колонны насосных штанг и
не допускает отворота резьб штанг и обратного вращения, как самой
колонны штанг, так и элементов при водной головки и трансмиссии. В
отдельных компоновках ВШНУ для удобства обслуживания установки под
68
Размещено на http://www.allbest.ru/
приводной
головкой
устанавливается
дополнительный
сальник
или
плошечный превентор. Первый служит для замены основного сальника без
остановки насоса, что особенно актуально в зимних условиях эксплуатации
ВШНУ, второй - для герметизации устья скважины при ремонте
поверхностного оборудования. В ряде моделей ВШНУ зарубежных фирм
приводная головка снабжается ограничителем крутящего момента.
Рама под приводной двигатель при использовании клиноременной
силовой передачи оснащается устройством натяжения ремней. Зажим
полированного штока, как правило, осуществляется двумя полухомутами,
внутренняя цилиндрическая поверхность которых закрепляется со штоком с
помощью четырех или шести болтов, а наружная профилированная
поверхность (например, прямоугольная) вставляется в ступицу приводного
вала. Скважинное оборудование ВШНУ состоит из колонны НКТ, в нижней
части которой устанавливается статор насоса и вращающейся в центраторах
колонны штанг, нижний конец которой соединен с ротором насоса.
Компоновка
низа
колонны
НКТ
в
зависимости
от
условий
эксплуатации скважины может включать следующие элементы: фильтр;
газовый и песочный сепараторы; динамический якорь (анкер); центратор или
фонарь статора; обратный и циркуляционный клапаны; упорный палец
насоса. Динамический якорь, устанавливаемый ниже статора, фиксирует
НКТ относительно эксплуатационной колонны в радиальном на правлении,
допуская при этом их вертикальное перемещение. Включение в скважинное
оборудование ВШНУ якоря обусловлено тем, что при правом (по часовой
стрелке) вращении штанговой колонны реактивный момент, возникающий на
корпусе статора насоса, работает на отворот резьб статора и НКТ. Якорь
целесообразно
использовать
при
больших
крутящих
моментах,
обусловленных диаметром винта или давлением насоса. При отсутствии
якоря при монтаже ВШНУ необходимо обеспечить требуемые моменты
крепления резьбовых соединений НКТ.
Упорный палец в насосе служит для правильной подгонки длины
69
Размещено на http://www.allbest.ru/
колонны штанг при монтаже винтового насоса. Штанговые невращающиеся
центраторы, выполняющие функцию промежуточных радиальных опор,
могут быть представлены двух конструктивных исполнениях:

неразборные, размещенные непосредственно на полноразмерной
или укороченной штанге по специальной технологии в заводских условиях;

разборные, устанавливаемые между муфтами стандартных штанг.
Наиболее
рационально
применять
штанговые
центраторы,
обеспечивающие их неподвижность относительно колонны НКТ, что
приводит к снижению расхода электроэнергии и износа НКТ. Центраторы
выполняются из пластмасс или композитных материалов работоспособных в
различных средах и температурных условиях. Несколько нижних штанг,
расположенных в непосредственно близости к эксцентрично вращающемуся
ротору, центраторами не оснащаются. Надежность работы ВШНУ во многом
зависит от точности осевой подгонки ротора в статор, определяемой по
разгрузке веса колонны штанг при помощи индикатора веса на подъемном
агрегате или вращению колонны штанг при перемещении ротора в статоре.
Для осевой подгонки ротора в компоновку колонны штанг, также как и в
СШНУ, включаются укороченные штанги длиной от 1 до 3 м. Точная
подгонка, как и в СШНУ, обеспечивается за счет захвата полированного
штока (в ВШНУ имеющего название полированного или приводного вала)
специальными полухомутами в любом месте поверхности. При работе
установки ВШН поднимаемая пластовая жидкость движется в кольцевом
зазоре между колоннами НКТ и штанг и далее через боковой отвод тройника
поступает в промысловый коллектор.
11.2 Классификация ВШНУ
В зарубежной и отечественной практике известно большое количество
схем и типоразмеров ВШНУ, которые можно классифицировать следующим
образом:
70
Размещено на http://www.allbest.ru/
по типу привода:
с электроприводом, объемным гидроприводом, приводом от ДВС и
газового двигателя.
по кинематической схеме привода:
с одно- и двухступенчатой трансмиссией.
по типу ременной передачи:
с клиноременными и зубчатыми ремнями.
по конструкции вала приводной головки:
с цельным и полым валом.
по расположению приводного двигателя:
с вертикальным и горизонтальным расположением оси двигателя
по способу регулирования скорости приводного вала:
с
регулируемым
приводным
двигателем
(электрическим
или
гидравлическим) и с регулируемым передаточным отношением трансмиссии,
осуществляемым сменой шкивов ременной или введением в кинематическую
схему механического вариатора передачи.
по кинематическому отношению рабочих органов винтового насоса
различают насосы с однозаходным ротором и многозаходными рабочими
органами.
по схеме закрепления статора различают:
трубный и вставной винтовые насосы.
по схеме закрепления низа НКТ относительно обсадной колонны:
со свободным и заякоренным низом.
по кинематической схеме насоса:
с вращающимся внутренним элементом (винтом) и с вращающимся
наружным элементом (обоймой).
11.3 Привод скважинных штанговых винтовых насосов
Как указывалось выше, привод винтовых штанговых насосов может
71
Размещено на http://www.allbest.ru/
иметь разное исполнение. Наиболее часто используется механический
привод с одноступенчатой клиноременной трансмиссией (рисунок 37, в).
Такой привод имеет минимальную стоимость и массу, а для изменения
частоты вращения колонны штанг (для изменения величины подачи
винтового насоса) необходимо провести замену шкивов клиноременной
передачи.
Рисунок 37 - Схемы приводов винтового штангового насоса
а - с планетарной трансмиссией, б - с зубчатой трансмиссией,
в - с клиноременной трансмиссией
1 - электродвигатель, 2 - планетарный редуктор,
3 - муфтовое соединение вала привода и полированного штока,
4 - корпус уплотнения полированного штока
Представленные на рисунке 37 а и б схемы приводов с зубчатыми
редукторами
имеют
меньшее
распространение
из-за
необходимости
соединения тихоходного вала редуктора с полированным штоком, что
приводит к сложности подгонки длины колонны штанг. Кроме того,
изменение частоты вращения привода возможно только за счет изменения
скорости вращения вала электродвигателя.
72
Размещено на http://www.allbest.ru/
Список литературы
1. Нефтегазопромысловое оборудование. Под общей редакцией В. Н.
Ивановского – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.
2. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти – М.: Нефть и Газ, 2007
Размещено на Allbest.ru
73