Реферат - Нефтегазопромысловое оборудованию. Эксплуатация скважин штанговыми насосами - файл n1.docx

Реферат - Нефтегазопромысловое оборудованию. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
скачать (810.6 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.docx811kb.19.09.2012 16:36скачать

n1.docx

Оглавление

Плунжерные насосы



ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ

Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение


Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

10_01ag

Рис.1. Общая схема штанговой насосной установки

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Привод штангового насоса

Станки-качалки (СК)


На нефтяных промыслах в эксплуатации имеются СК различных типоразмеров и конструкций. В настоящее время СК выпускаются по ГОСТ 5866 - 76. В механическом и кинематическом отношении они достаточно совершенны (рис. 2). В отличие от предыдущих СК новые конструкции имеют не откидную головку балансира, а поворотную, что облегчает работу бригады подземного ремонта н сокращает возможность травматизма. Кроме того, предусматривается плавное, механизированное перемещение кривошипных противовесов и ряд других изменений. ГОСТ 5866 - 76 предусматривает широкий ассортимент СК. В шифре СК указывается грузоподъемность, максимальный ход и допустимый момент на валу редуктора.

Пример шифра СКЗ - 1,2 - 630. Это означает: грузоподъемность станка-качалки - 3 т, максимальный ход - 1,2 м, наибольший крутящий момент на валу редуктора - 630 кгс-м. Таким образом, в самом шифре указываются важнейшие характеристики СК.

Новые СК имеют только роторное уравновешивание, двухступенчатые редукторы с шевронными зубчатыми колесами с зацеплением Новикова (кроме СК2 и СКЗ, для которых допускается эвольвентное зацепление).

Тихоходный вал редуктора имеет два шпоночных паза, расположенных под углом 90°. Это позволяет переставлять кривошип на 90є и перераспределять зону износа зубьев редуктора на менее изношенные участки. Такая мера увеличивает сроки службы редуктора.

Новые СК изготавливаются при более жестких технических требованиях к балансировке деталей, точности их изготовления и центровки плоскостей балансира, кривошипов и вертикальности движения канатной подвески.

10_09

Рис. 2. Схема балансирного станка-качалки:

1 - канатная подвеска; 2 - балансир с поворотной головкой; 3 - опора балансира; 4 - стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - ведомый шкив; 9 - клиноременная передача; 10 - электромотор; 11 - ведущий шкив; 12 - ограждения; 13 - салазки поворотные для электромотора; 14 - рама, 15 - противовес, 16 - траверса, 17 - тормозной шкив
Предусмотрено механизированное плавное перемещение кривошипных противовесов, при котором достигается лучшее уравновешивание СК.

Качалки оборудованы двухколодочным тормозом с ручным приводом. Тормозной барабан закреплен на трансмиссионном валу редуктора. С помощью тормоза балансир и противовесы качалки могут быть зафиксированы в любом положении. Электродвигатель устанавливается на салазках, наклон которых регулируется для достижения необходимого натяжения тиксотропных ремней трансмиссионной передачи. Изменение длины хода балансира достигается перестановкой пальца шатуна на кривошипе, а изменение числа качаний достигается сменой шкива на валу электродвигателя на другой размер.

Кроме описанных балансирных станков-качалок существует много других индивидуальных приводов для штанговых насосных установок, не получивших, однако, широкого распространения. К числу таких приводов можно отнести безбалансирные станки-качалки, в которых возвратно-поступательное движение штанг осуществляется с помощью цепи или канатов, перекинутых через шкивы-звездочки, укрепленные на наклонной к устью скважины пирамиде-опоре. Канатная подвеска (или цепь) прикрепляется к штангам, а другим концом к кривошипу редуктора.

При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кривошипов канаты подвески и колонна штанг совершают возвратно-поступательное движение. Отсутствие тяжелого высокоподнятого на пирамиде-стойке балансира позволяет уменьшить массу безбалансирных станков и несколько улучшить кинематику привода. Безбалансирные СК уравновешиваются с помощью противовесов, укрепляемых на кривошипе, как и у балансирных СК. Однако центр тяжести противовеса имеет по отношению к точке прикрепления шатунов угловое смещение, зависящее от наклона линии, соединяющей центры вращения шкивов на опоре и оси главного вала кривошипа.

Существуют балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных размеров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается как за счет использования роторных противовесов, так и за счет сжатия воздуха в специальном цилиндре с перемещающимся в нем поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим уравновешиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.

Разработаны гидравлические качалки, состоящие из длинного цилиндра и движущегося в нем поршня, соедиенного непосредственно с колонной штанг. Цилиндр устанавливается вертикально над устьем скважины. Возвратно-поступательное движение поршня и штанг достигается путем переключения золотниковым устройством нагнетаемой силовым насосом жидкости в полости цилиндра. В качестве силового используется обычно шестеренчатый насос с приводом от электродвигателя. Уравновешивание осуществляется за счет противоположного по фазе перемещения насосных груб с гидравлической подвеской. Гидравлические качалки очень компактны, имеют массу в 2 - 2,5 раза меньшую, чем обычные балансирные СК, плавный ход, однако существенным их недостатком является перемещение НКТ, дополнительные уплотнительные сальниковые элементы и длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует совершенной технологии.

Система уравновешивания.


Назначение.

Применение уравновешивающего устройства обусловлено следующим. При ходе штанг вверх нагрузка на привод ШСН в точке подвеса штанг обусловлена весом колонны штанг Рш и весом столба жидкости, находящейся над плунжером скважинного насоса Рж (остальные силы рассматривать не будем). При этом за время хода штанг вверх tв на длину хода штанг S совершается работа Ав=(Рш+Рж)S. Средняя мощность двигателя при этом будет Nср.в= (Рш+Рж)S/tв.

При ходе штанг вниз в течение времени tн нагрузка на привод в точке подвеса штанг обусловлена только весом колонны штанг Рш, и так как они перемещаются вниз, то работа будет отрицательной: Aн=-РшS.

Средняя работа, которая совершается установкой за время двойного хода T=tв+tн будет определяться как Ав+Ан=РжS, а соответственно средняя мощность, необходимая для привода установки, Nср=РжS/T.

В первом приближении, выбирая двигатель без учета особенностей изменения нагрузки на привод, исходя из максимальной средней мощности можно показать, что для неуравновешенной установки, т.е. без аккумулирующего устройства, двигатель должен выбираться исходя из величины Nн= (Рш+Рж)S/tв, а для уравновешенной — из Nу=РжS/T.

Поскольку соотношение времени хода штанг вверх tв и вниз tн при одной и той же продолжительности двойного хода Т может быть различным, то обозначив отношение tв/tн=a, можно записать tв=аТ/(1+а).

Определим соотношение мощностей двигателей неуравновешенной и полностью уравновешенной установок, работающих в идентичных условиях.

При этом в результате преобразований соотношение весов колонн штанг и жидкости было заменено соотношением их масс:

kN=Nн/Ny= (1 + qш/qж) (1 + I/a), где qж, qш — соответственно масса 1 м столба жидкости над плунжером скважинного насоса и колонны штанг.

Таким образом, для неуравновешенной установки кратность увеличения мощности двигателя определяется, прежде всего соотношением диаметров штанг и плунжера скважинного насоса, а также соотношением продолжительностей хода штанг вверх и вниз.

Практика показывает, что величина 1+qш/qж может изменяться в пределах от 2 до 6 с учетом того, что для большинства установок tв=tн, т. е. а=1, и соответственно kN=4—12. Таким образом, мощность двигателя, приводящего в действие неуравновешенную установку, должна быть в 4—12 раз больше мощности двигателя, приводящего в действие установку, работающую и том же режиме, но полностью уравновешенную.

Совершенство конструкции привода ШСН оценивается степенью влияния изменения нагрузки в точке подвеса штанг на характер нагружения приводного двигателя. Идеальной конструкцией установки можно считать такую, которая в любой момент времени двойного хода будет обеспечивать постоянную и минимально возможную нагрузку на двигатель.

Потенциальная энергия штанг может накапливаться за счет поднятия груза на определенную высоту, сжатия газа в пневматическом аккумуляторе, вращения маховика, скорость которого увеличивается, и т. п. При использовании уравновешивающих устройств, работающих с перечисленными аккумуляторами, уравновешивающие устройства называют соответственно грузовыми (или гравитационными), пневматическими или инерционными.

Известно использование в качестве груза аккумулирующего устройства собственной колонны НКТ, одной или нескольких колонн штанг рядом расположенных скважин. В этих случаях установки называют уравновешиваемыми колонной НКТ и групповым уравновешиванием соответственно.
Типы уравновешивания.

Механические балансирные станки-качалки снабжаются гравитационным (т. е. грузовым) или пневматическим уравновешивающим устройством.

Существуют следующие способы размещения уравновешивающего груза: на балансире, на кривошипе, на балансире с кривошипом, на шатуне. Соответственно приводы называют: станки-качалки с балансирным, роторным, комбинированным и шатунным уравновешиванием. Действующими в настоящее время стандартами предусмотрено изготовление станков-качалок первых трех типов. Помимо перечисленных известны уравновешивания с помощью «ложной качалки» и с использованием противовеса, вращающегося с частотой вдвое большей, чем частота вращения кривошипа .Кинематические схемы приводов с перечисленными способами размещения грузов приведены на рис.3.




Рис. 3. Способы механического уравновешивания двуплечных балансирных станков-качалок:

а — балансирное уравновешивание; б — кривошипное (роторное) уравновешивание; в — комбинированное уравновешивание; г — уравновешивание с помощью ложной качалки; д — уравновешивание противовесом, вращающимся с двойной частотой; е — шатунное уравновешивание.
Станки-качалки с одноплечным балансиром уравновешиваются грузовым или пневматическим аккумулятором. В первом случае груз может монтироваться на балансире, кривошипе или па балансире и кривошипе одновременно. Уравновешивание соответственно называется: балансирное, роторное или комбинированное Наибольшее применение получила схема с роторным уравновешиванием. Она отличается компактностью, что позволяет сконструировать менее металлоемкий привод. При пневматическом уравновешивании станок-качалка снабжается пневмоцилиндром с ресивером и вспомогательным оборудованием. Уравновешивание достигается за счет накапливания потенциальной энергии пневматическим аккумулятором. Пневматическое уравновешивающее устройство хорошо вписывается в кинематическую схему станка-качалки и имеет лучшие весовые показатели по сравнению с грузовым. Наиболее совершенные конструкции пневматических уравновешивающих устройств выполняются в виде моноблока, объединяющего в себе пневмоцилиндр с гидравлическим затвором, ресивер, компрессор, масляный компенсационный насос, емкость с запасом масла и контрольно-измерительную аппаратуру

Рис. 4. Способы механического уравновешивания одноплечных балансирных станков-качалок:

а — балансирное уравновешивание; б — кривошипное уравновешивание (роторное); в — комбинированное уравновешивание

Рис.5. Способы пневматического уравновешивания балансирных станков-качалок:

а — с подвижным поршнем без гидравлического затвора; б — с подвижным цилиндром без гидравлического затвора; в — с подвижным поршнем и гидравлическим затвором; г — с подвижным цилиндром с гидравлическим затвором.


Оборудование устья скважины


Устьевое оборудование штанговой насосной скважины предназначено для герметизации затрубного пространства и отвода продукции скважины.

В связи с широким распространением однотрубной системы сбора продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа и замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосных установок В некоторых случаях возникает необходимость иметь на устье скважин (удаленные скважины, высокие вязкости жидкости) давления, доходящие до 4 МПа. Это усложняет конструкцию устьевого оборудования и повышает к нему технические требования. Типичной обвязкой устья скважины, оборудованной ШСНУ, нашедшей широкое применение на нефтяных промыслах восточных районов, является конструкция, показанная на рис. 6.

10_07

Рис. 6. Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки:

1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - НКТ; 4 - опорная муфта; 5 - тройник, 6 - корпус сальника,

7 - полированный шток, 8 - головка сальника, 9 - сальниковая набивка
Устьевой сальник герметизирует выход полированного штока. В полость сальника укладываются разрезные кольца из прорезиненного тканевого ремня или специальной нефтестойкой резины, которые уплотняются заворачиванием верхней нажимной муфты. Часто причиной нарушения герметичности устьевого сальника является несовпадение центра сальника с центром канатной подвески штанг или ее отклонение от вертикали при движениях балансира. Такие отклонения в той или иной мере всегда имеют место при недостаточной точности установки станка-качалки, балансира или их нарушении в процессе длительной работы.

Это обусловило появление устьевых сальников с самоустанавливающейся головкой с шаровым шарнирным соединением. Такой сальник разработан Азинмашем и рассчитан на давление до 4,0 МПа. Шаровая головка сальника допускает отклонение его оси от вертикали в любую сторону до 3°. Герметичность в шаровом сочленении обеспечивается уплотнительным кольцом из нефтестойкой резины. Шаровое сочленение увеличивает срок службы сальниковой набивки и полированного штока. При необходимости периодически сальниковую набивку подтягивают завинчиванием крышки головки.

Канатная подвеска


Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с помощью канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает установку прибора - динамографа для снятия диаграммы - зависимости силы, действующей в точке подвеса, от хода штока (Р(S)].

10_08

Рис. 7. Канатная подвеска сальникового штока
Кроме того, с помощью канатной подвески регулируется посадка плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра.

Канатная подвеска (рис. 7) состоит из нижней 1 и верхней 4 траверс. В нижнюю траверсу заделаны с помощью специальных зажимов 2 концы канатной петли 7. На верхней траверсе укреплен клиновой зажим 5, удерживающий сальниковый шток. По краям нижней траверсы имеются винты 3 для подъема верхней траверсы при установке в их разъем динамографа. Элементы конструкции канатных подвесок, входящих в комплект станка-качалки, стандартизованы. Канатная петля одевается на специальный ролик, имеющийся на головке балансира.

Изменение места захвата сальникового штока клиновым захватом достигается перестановкой верхней траверсы вдоль штока на требуемое место и повторной затяжкой клинового захвата муфтой 6.

Сальники


Сальники устьевые СУС (рис. 8) предназначены для уплотнения сальникового штока скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом.

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, одновременно облегчает смену набивки.

Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.

Устьевые сальники изготавливаются двух типов:

СУС1 — с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим ским уровнем и без газопроявлений)

СУС2 — с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями).Оборудование устьевое предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом.

При обрыве штока скважинного насоса конструкция сальникового устройства обеспечивает перекрытие его прохода, предотвращая излив жидкости из скважины.

Для сброса избыточного давления в затрубном пространстве в выкидную линию в муфтовой подвеске предусматривается перепускной клапан.



Рис. 8. 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.

Скважинные штанговые насосы



Насосы разделяются на невставные или трубные и вставные. Основные особенности их состоят в следующем.

Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер
10_02

Рис. 9. Принципиальная схема скважинных штанговых насосов:

а - невставной насос с штоком типа НГН-1; б - невставной насос с ловителем типа НГН-2;

1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка
довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Общая характеристика насосов. На рис. 2 показаны принципиальные схемы невставных (рис. 9, а, б) и вставного (рис. 9, в) насосов.

Как видно из рисунка (см. рис. 9, а), в НГН-1 всасывающий клапан 5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме штанг, а следовательно, и плунжера сразу извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для замены или ремонта клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб перед их подъемом. Однако наличие длинного штока не позволяет установить в нижней части плунжера второй нагнетательный, клапан для уменьшения вредного пространства и повышения надежности работы насоса. Кроме того, наличие штока внутри плунжера ограничивает ход последнего, и в насосах этой конструкции он не превышает 1 м.

В насосах НГН-2 (см. рис. 9, б) - два нагнетательных клапана. Это существенно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. У этих насосов для посадки и извлечения всасывающего клапана 5 имеется специальный ловитель 9, которым захватывается шток 10. После спуска плунжера на штангах и посадки всасывающего клапана на конус поворотом штанг ловитель разъединяется от штока, и плунжер может производить возвратно-поступательное движение с любой допускаемой длиной цилиндра величиной хода. Перед подъемом насоса для его ремонта необходимо ловителем захватить шток конуса. Это осуществляется поворотом штанг по часовой стрелке при посаженном плунжере до отказа. Если операция ловли конуса неудачна, то насосные трубы приходится поднимать вместе с жидкостью, что сильно осложняет работу бригады текущего ремонта.

Вставные насосы НГВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера.

Поскольку на штангах извлекается и опускается весь насос в сборе, то отпадает необходимость иметь ловитель или шток для подъема всасывающего клапана.

Отечественные насосы имеют следующие номинальные диаметры цилиндров, мм:

НГН-1 - 28; 32; 43; 55; 68;

НГН-2 - 28; 32; 38; 43; 55; 68; 82; 93;

НГВ-1 - 28; 32; 38; 43; 55; 68.

Фактические диаметры могут отличаться от номинальных на 1 - 2 мм в большую сторону (для 93-мм насоса фактический диаметр может доходить до 96 мм). Это объясняется повторным использованием как плунжеров, так и цилиндров, а также и других деталей насосов после их реставрации на заводах или в мастерских.

Цилиндры насосов. Цилиндры собираются из коротких (0,3 м) стальных или чугунных втулок, вставляемых на специальной оправке в кожух и сжатых с торцов муфтами кожуха. Число втулок в насосах НГН-1 - от 2 до 7, что обеспечивает ход плунжера до 0,9 м; в насосах НГН-2 - от 6 до 24 и в насосах НГВ-1 - от 9 до 27, что обеспечивает ход плунжера до 6 м. В некоторых случаях цилиндры короткоходовых насосов изготовляются из цельной стальной трубы с гладкообработанной внутренней поверхностью. Длинные цельные цилиндры изготовить технически трудно, так как при этом не удается выдержать необходимую точность.

Конструктивно вставные насосы несколько сложнее невставных.

Все насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на три группы посадки:

Группа посадки ......…….. 1 II III

Зазор, мкм ........………… 20 - 70 70 - 120 120 - 170

Насосы III группы посадки, как правило, применяются для неглубоких скважин при откачке вязких нефтей и эмульсий и при больших отборах жидкости. Насосы II группы посадки применяются при средних глубинах и откачке масляной нефти. Насосы I группы применяют для глубоких скважин при откачке масляной нефти при полном отсутствии песка в откачиваемой жидкости.

Плунжеры насосов. Плунжеры изготавливаются из стальных труб стандартной длины 1,2 м. Наружная поверхность - полированная хромированная. Плунжеры бывают гладкие (рис. 10, а), с кольцевыми канавками (рис. 10, б), с винтовой канавкой (рис. 10, в) и типа «пескобрей» (рис. 10, г).

Кроме того, имеются плунжеры, армированные тремя или четырьмя резиновыми кольцами, которые применяются в насосах НГН-2Р, что означает: насос глубинный невставной типа 2 с плунжером, имеющим резиновые кольца (Р).

Если цилиндр насоса безвтулочный, а плунжер с резиновыми кольцами, то к шифру будет добавлена буква Б, например, НГН-1РБ (буква Б означает безвтулочный). Насосы с гуммированным (обрезиненным) плунжером разработаны в Грозном и применяются в неглубоких скважинах.

Клапаны насоса (рис.11, 12). Наиболее быстро изнашиваемым узлом в насосе является клапан. Непрерывные удары шарика по седлу под действием столба жидкости в течение длительного времени разбивают поверхность контакта, и герметичность клапана нарушается. Особенно тяжелые условия для работы клапана создаются при откачке жидкости с абразивной взвесью (песок) и при наличии коррозионной среды.

На верхнем переводнике каждого вставного и невставного насоса выбивается клеймо, на котором отмечаются 1 - товарный знак завода-изготовителя, 2 - заводской номер насоса, 3 - шифр насоса, условный диаметр, допустимая длина хода плунжера и максимальная глубина спуска, 4 - год выпуска насоса.

Кроме того, на кожухе каждого насоса у верхнего его конца наносится шифр насоса (по трафарету эмалевой краской), например, НГН2-43-4200-II-П-120. Это означает: насос невставной 2-го типа диаметром 43 мм с максимальным ходом плунжера до 4200 мм, II-й группы пригонки с плунжером типа пескобрей (П) с давлением опрессовки 120 атмосфер (12 МПа). Все насосы, кроме того, снабжаются паспортом с указанием всех технических данных.

10_03

Рис. 10. Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных насосов

10_04g

Рис. 11. Клапанные узлы:

а - нагнетательный клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм);

б - всасывающий клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм);

1 - клетка клапана; 2 - шарик; 3 - седло клапана; 4 - ниппель или ниппель-конус

10_05

Рис. 12. Нижний нагнетательный клапан насосов НГН-2 с ловителем для захвата штока всасывающего клапана: 1- 3 - см. рис. 10.4; 4 - корпус ловителя; 5 - ловитель
Необходимо также указать на существование специальных насосов, спускаемых на трубчатых штангах. Их шифр содержит букву Т, например НГН2Т. Это означает: насос глубинный невставной типа 2, для трубчатых штанг. При откачке жидкости с большим содержанием песка и взвеси, для предотвращения попадания этой взвеси в зазор между цилиндром и плунжером и заклинивания, откачиваемая жидкость из плунжера попадает не в насосные трубы, а в полые (трубчатые) штанги и по ним поднимается на поверхность. В качестве трубчатых штанг используются те же трубы, но малого диаметра (48 - 60 мм). Принципиальное отличие насосов для трубчатых штанг состоит только в том, что нагнетательный клапан (один или два) располагается в нижней части плунжера. Верхняя часть плунжера через специальный переводник соединяется с трубчатыми штангами. Поэтому жидкость не попадает в пространство между насосными трубами и трубчатыми штангами. В остальном конструкция этих насосов не отличается от обычных. Насосы для трубчатых штанг могут быть как вставные, так и невставные. Кроме того, разработаны конструкции специальных насосов других типов и назначений, например для раздельной добычи нефти.



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 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 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.

Динамограмма и ее интерпретация


Теоретическая динамограмма показана на рис. 13. На нее наложена (показана пунктиром) типичная фактическая динамо-грамма исправного насоса, спущенного на небольшую глубину и работающего в условиях отсутствия газа.

Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает процесс воспринятия штангами нагрузки от веса жидкости. Это происходит при перемещении штока на величину ?, начиная от н. м. т.

Линия бв - полезный ход плунжера, во время которого статическая нагрузка на шток равна весу штанг и жидкости.

Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. м. т.). Линия вга - ходу вниз, при котором также штанги и трубы деформируются, но в обратном порядке, так как нагнетательный клапан открывается, штанги теряют при этом нагрузку и сокращаются, а трубы (всасывающий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются.

Реальная динамограмма всегда отличается от теоретической. Превышение пунктира над линией бв означает появление дополнительных нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясняется снижение пунктирной линии по отношению к линии га при ходе вниз. Изучение снятой динамограммы и ее сопоставление с теоретической позволяет выяснить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ. Так, смещение точек б и г вправо означает пропуски в нагнетательной части насоса в результате растягивания во времени процесса перехода нагрузки Рж с труб на штанги. пропуск в нагнетательной части приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого плунжером, перетекающей жидкостью и, таким образом, создает на плунжер подпор снизу. Чем больше утечки в нагнетательной части, тем сильнее смещение точек б и г вправо.

10_13

Рис. 13. Теоретическая динамограмма (сплошная линия), совмещенная с фактической (пунктирная линия), нормально работающей штанговой насосной установки при малых глубинах

При пропуске в приемной части (всасывающий клапан) происходит обратное явление. Точки б и г смещаются влево. Утечки жидкости в приемной части раньше времени снимают подпор плунжера снизу и штанги воспринимают вес жидкости быстрее.

На динамограмме отражается вредное влияние газа, попадающего в ШСН. В этом случае переход от точки в к линии аг происходит плавно, что означает сжатие газа в цилиндре под плунжером. Динамограммы позволяют выявить правильность посадки плунжера в цилиндре. Появление короткого спада нагрузки вблизи н. м. т., ниже Ршт, свидетельствует об ударе плунжера о всасывающий клапан. Резкое снижение нагрузки ниже Р = Рш + Рж вблизи в. м. т. означает выход плунжера из цилиндра насоса (если насос невставной), а появление пика у в. м. т. - удары плунжера об ограничительную гайку цилиндра в случае вставного насоса (рис. 13).

Подобная расшифровка динамограмм, однако, возможна в ограниченных случаях (малые глубины, жесткие штанги, малые диаметры плунжера). При возникновении колебательных нагрузок, т. с. при динамическом режиме откачки ? = ?L/a > 0,20, динамограмма искажается и в некоторых случаях при нормально работающем скважинном насосе может приобрести очень сложный вид. Это является результатом наложения на нормальную динамограмму нагрузок, вызванных колебательными процессами в штангах, которые в свою очередь есть результат интерференции собственных упругих колебаний штанг и вынужденных колебаний, вызванных работой станка-качалки.

Анализ и расшифровка сложных динамограмм связаны с необходимостью перехода от динамограммы, снятой на верхнем конце колонны штанг (полированный шток), к динамограмме, соответствующий нижнему концу колонны штанг. Это равносильно установке динамографа непосредственно над плунжером. Вообще такие динамографы были созданы, однако их использование связано с двукратным спуском и извлечением штанг

10_14

Рис. 14. Отражение дефектов работы штангового насоса на динамограмме

а - пропуски в нагнетательной части, б - пропуски во всасывающей части, в - влияние газа, г - низкая посадка плунжера, д - выход плунжера из цилиндра трубного насоса, е - удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса
и наноса из скважины и поэтому они не нашли практического применения.

Для подобной диагностики работы ШСНУ и получения глубинной динамограммы используют довольно сложную аналитическую обработку поверхностной динамограммы. При этом составляющие нагрузок, вызванные колебаниями колонны штанг и их упругими деформациями, рассчитывают и исключают при построении глубинной динамограммы. Поверхностная динамо-грамма Р(S) по точкам перестраивается в зависимость нагрузки от времени Р(t). Затем ординаты каждой точки зависимости Р(t] пересчитываются на соответствующие значения глубинной динамограммы. Если координаты всех точек (обычно 36; через каждые 10° угла поворота кривошипа), т. е. значения Р(t] в виде таблицы ввести в ЭВМ, то получение такой глубинной динамограммы упрощается.

На поверхностной динамограмме находят отражения все дефекты работы СК, главным образом удары и люфты в сочленениях шатунно-кривошипного механизма, в шпонках и зубьях редуктора.

Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию о работе установки в целом. На автоматизированных промыслах оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта. С этой целью СК оборудуются специальными тензометрическими датчиками усилий и датчиками хода полированного штока.

Насосные штанги

Оборудование штанговых колонн.


Длина штанг доходит до 8 м. Концы штанги имеют высаженные части, головки, на которых накатана резьба и имеется квадрат под ключ. Головку штанги выполняют с плавным переходом от утолщения к основному телу штанги. Штанги воспринимают переменные, а иногда и знакопеременные нагрузки. Поэтому очень важно не допускать концентрации напряжений и явлений остаточной деформации при продольном изгибе штанги.

Конструкция высаженной части штанги совершенствуется. ГОСТ установил необходимость накатки, а не нарезки резьбы, что повысило прочность внешнего слоя металла у резьбы. Канавка для выхода резьбы имеет плавные переходы диаметров.

Штанги имеют диаметр 12, 16, 19, 22 и 25 мм по основному телу штанги. Для более точного соблюдения глубины подвески плунжера насоса применяют короткие штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Условия работы и материал штанг


Работа штанг происходит при переменных нагрузках в коррозионной среде, имеет место трение о стенки труб. Тяжелые условия работы штанг приводят к большому числу подземных ремонтов из-за их повреждений. Практика показывает, что около 40—45 % ремонтов ШСН вызваны авариями со штангами. В коррозионных средах число аварий штанг увеличивается в 2—15 раз, в искривленных скважинах в 2—5 раз по сравнению с неосложненными условиями в относительно вертикальной скважине.

К коррозионным условиям относится работа штанг при наличии в жидкости более 50% высокоминерализованных пластовых вод с преобладанием NaCI и наличием растворенных CO2, HgS и О2 (совместно или порознь). К этим же условиям относится и работа штанг при наличии в нефти H2S (более 0,03 %).

Прочность штанг увеличивается в основном обработкой их поверхности. Исследования по изысканию способа упрочнения штанг показали, что лучшие результаты дает обработка поверхности дробью и ТВЧ. Испытание образцов по первому методу показало уменьшение отказов в 2,5 раза, по второму — в 3,5 раза. Последний метод был рекомендован промышленности. На натуральных штангах отказы уменьшаются в 2,5 раза. Применение высоколегированных сталей— резерв дальнейшего увеличения прочности штанг.

Срок службы штанг установлен не менее 5 лет.

Трубчатые штанги. Использование в качестве кинематической связи привода со скважинным насосом трубчатых штанг позволяет решить некоторые проблемы:

1)уменьшить металлоемкость внутрискважинного оборудования за счет исключения колонны насосно-компрессорных труб

2)эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество механических примесей

3)уменьшить пиковую нагрузку в точке подвеса штанг за счет увеличения ее плавучести

4)проводить ряд технологических операций (например, деэмульгирование жидкости, проведение внутрискважинной депарафинизации) в процессе подъема пластовой жидкости на поверхность, для чего по внутренней полости штанг закачивается соответствующий реагент

5)обеспечить одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов

Т.е. полые штанги — практически НКТ малого диаметра. Они применяются при весьма малых подачах насоса, а также в скважинах с выносом большого количества песка. В этом случае применение полых штанг уменьшает количество песка, попадающего в зазор между плунжером и цилиндром, что увеличивает срок службы насосов.

Испытываются полые штанги с повышенной плавучестью, когда внутренняя полость труб малого диаметра герметизируется. Расчеты показывают возможность спуска их на большие глубины, чем штанг из того же материала при равном сечении их тела по металлу.

Рис. 15. Насосная штанга

Большой фонд работающих штанговых насосов и соответственно большое число подземных ремонтов, связанных с заменой штанговых насосов, заставляют искать пути облегчения спускоподъемных операций. Поэтому в разрабатываются штанговые колонны, не имеющие резьбовых соединений через каждые 8 м. Ведется разработка канатной подвески плунжера насоса, цельнометаллических круглых и ленточных штанг. Такие штанговые колонны наматываются на барабан при спускоподъемных операциях.

Исследования показали, что возможна деформация цельнометаллических штанг за пределами упругости, в зоне пластической деформации. Допустимое число таких деформаций за срок службы штанг достаточно, чтобы с запасом обеспечить безаварийные спускоподъемные операции. В то же время допустимость пластических деформаций позволяет уменьшить диаметр барабана, на который наматывается колонна штанг, и упростить специальные агрегаты подземного ремонта, проектируемые для таких гибких колонн.

Штанги с навинченными на один конец муфтами поставляются на промыслы упакованными в пакеты. Открытые резьбы муфты и штанги закрываются предохранительными колпачками и пробками. Грузят пакеты штанг при помощи крана с траверсой, обеспечивающей захват пакета тремя подвесками. При погрузке запрещается подъем более чем одного пакета. Укладывать пакеты можно только на специальные стеллажи. При спуске новой колонны штанг в скважину на мостках необходимо оставлять три — четыре запасные штанги из той же партии. Необходимо следить, чтобы опускаемые штанги не имели изгибов за головкой.

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 свинчивании-развинчивании, 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.

Существуют разработки стеклопластиковых или углепластиковых насосных штанг для использования в скважинах с коррозионно активной 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.



Рис. 16. 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 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. 17. 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.

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 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.



Рис. 18. 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 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.



Рис. 18. Пластинчатый скребок на насосной штанге

1 – пластина; 2 – хомут; 3 – штанга.


УСТАНОВКИ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ


Общие сведения


Еще одним видом штанговых насосных установок для добычи нефти являются винтовые штанговые насосные установки (ВШНУ) с поверхностным приводом. Их история начинается в 50-е годы XX века от выпускавшихся в СССР установок винтовых артезианских насосов типа ВАН для откачки воды из неглубоких (до 100 м) скважин с приводом через собранный из штанг трансмиссионный вал, вращающийся в радиальных резинометаллических опорах внутри напорного трубопровода.

ВШНУ для отбора пластовых жидкостей из глубоких нефтяных скважин появились на нефтепромысловом рынке в начале 80-х годов в США и во Франции. 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 их 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 до 50—100 м3/сутки с напором до 1000—1500 м, однако, как уже отмечалось, некоторые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добычные возможности.

Состав установки

и ее особенности


ВШНУ (рис. 20) включат в свой состав наземное и скважинное оборудование.



Рис 20. Схема установки

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.
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 уп- лотнительных 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 приводной головки и трансмиссии.

В отдельных компоновках ВШНУ для удобства обслуживания установки под приводной головкой устанавливается дополнительный сальник или плашечный превентор. Первый служит для замены основного сальника без остановки насоса, что особенно актуально в зимних условиях эксплуатации ВШНУ, второй — дая гарметазаида устья скважины при ремонте поверхностного оборудования.

В ряде моделей ВШНУ зарубежных фирм приводная головка снабжается ограничителем крутящего момента

Рама под приводной двигатель при использовании клиноре- менной 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 направлении, 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 выполняется на базе фрикционного механизма, приводящего в действие плашки при возникновении крутящего момента. 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 колонны штанг при монтаже винтового насоса.

Штанговые невращающиеся центраторы, выполняющие функцию промежуточных радиальных опор, могут быть представлены в 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 непосредственной 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 по 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.

В ВШНУ наибольшее распространение получили НКТ и насосные штанги диаметром соответственно 73 и 22 мм. В установках используются стандартные полированные штоки диаметром 31 и 36 мм.

Классификация ВШНУ


В зарубежной и отечественной практике известно большое количество схем и типоразмеров ВШНУ, которые можно классифицировать следующим образом:

по типу привода различают установки с электроприводом, объемным гидроприводом, приводом от ДВС и газового двигателя. Наиболее широкое применение получили ВШНУ с асинхронным электроприводом переменного тока с номинальной частотой вращения 1000 об/мин. Мощность электродвигателя в зависимости от подачи и давления насоса изменяется от 3 до 100 кВт и выше;

по кинематической схеме привода различают ВШНУ с одно- и двуступенчатой трансмиссией.

Простейшая схема ВШНУ, исключающая силовую трансмиссию, в которой двигатель напрямую соединяется с валом приводной головки, на практике не используется, поскольку требует применения тихоходных двигателей, что неэффективно.

Одноступенчатая схема трансмиссии может быть реализована на базе ременной, цепной или зубчатой (цилиндрической или конической, встроенной в опорный корпус приводной головки, которая в этом случае выполняет также функцию редуктора) передачи.

Двуступенчатая схема (первая ступень — ременная, вторая ступень — зубчатая передача) обеспечивает возможность использования быстроходных приводных двигателей с пониженными массогабаритными показателями, а также снижение передаточного отношения первой ступени, что позволяет осуществлять широкое регулирование частоты вращения штанг путем смены шкивов ременной передачи.

В отдельных случаях для упрощения трансмиссии в качестве приводного электродвигателя целесообразно использовать мотор-редуктор.

Наибольшее распространение получили схемы приводов с одноступенчатой ременной трансмиссией;

по типу ременной передачи различают приводы с клиноременными и зубчатыми ремнями.

Наиболее часто в ВШНУ применяются обычные многорядные клиноременные передачи. В некоторых конструкциях используются поликлиновые и зубчатые ремни. Последние обеспечивают передачу высоких крутящих моментов без скольжения, не требуют предварительного натяжения и периодической подтяжки, отличаются компактностью и высоким КПД.

Передаточное отношение клиноременной передачи обычно не превышает 5, поэтому при использовании одноступенчатой трансмиссии с номинальной частотой вращения электродвигателя 1000 об/мин минимально возможная частота вращения штанг составляет 200 об/мин, что не всегда соответствует требованиям эксплуатации;

по конструкции вала приводной головки существуют компоновки с цельным и полым валом.

Компоновка с цельным валом, не требующая использования полированного штока, сложна при регулировке осевого положения ротора насоса относительно статора во время монтажа колонны штанг. В этой связи приводной вал, как правило, выполняется полым, что позволяет пропускать внутри него полированный шток и регулировать положение последнего в осевом направлении;

по расположению приводного двигателя встречаются компоновки с вертикальным и горизонтальным расположением оси двигателя.

Вертикальная компоновка двигателя характерна для одноступенчатых ременных трансмиссий, горизонтальная (когда ось приводного двигателя располагается перпендикулярно оси скважины) — для приводов с зубчатой конической передачей;

по способу регулирования скорости приводного вала ВШНУ различают приводы 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.

Наиболее перспективно использование установок с частотно- регулируемым электроприводом переменного тока, обеспечивающим полный диапазон регулирования скорости (от 0 до 100%) и возможность поддержания оптимального в заданных условиях режима работы системы пласт—насос—привод. Другая функция регулируемого электропривода — плавный пуск и останов установки, что повышает надежность ее эксплуатации. Станция управления регулируемым электроприводом включает систему контроля и регистрации, что позволяет отслеживать режим работы привода и вносить необходимые управляющие воздействия;

по кинематическому отношению рабочих органов винтового насоса различают насосы с однозаходным ротором (с кинематическим отношением 1:2) и многозаходными рабочими органами (с кинематическим отношение 2:3; 3:4; 4:5 и т.д.).


Список литературы:
В. И. Ивановский, В. И. Дарищев, А. А. Сабиров, В. С. Каштанов, С. С. Пекин

Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 2.

Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. – 729 с.




Оглавление
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации