Штанговая насосная установка

Штанговая насосная установка.

Статьи по теме
Искать по теме

Эксплуатация скважин штанговыми насосами широко распространена как в России, так и за рубежом. На нефтяных промыслах основной фонд скважин эксплуатируется насосным способом, в том числе почти 70% скважинными штанговыми насосами [10].Такое широкое распространение эксплуатации штанговыми установками объясняется тем, что этот способ наиболее экономичный и гибкий в отношении регулирования отбора жидкости. Эффективность добычи нефти штанговыми насосами в основном зависит от правильного подбора оборудования и установления оптимальных режимов откачки жидкости [10].

Глубинные насосы

Глубинные штанговые насосы по конструкции и способу установки на скважине разделяются на две основные группы: невставные и вставные насосы. В каждой из этих групп имеются насосы различных типов, отличающиеся конструктивными особенностями, габаритами, устройством плунжера.

Невставные (трубные) насосы характерны тем, что их основные узлы –цилиндр и плунжер – спускаются в скважину раздельно. Рабочий цилиндр насоса спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах и являетсяпрямым продолжением колонны труб, а плунжер насоса в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами спускается в трубы на штангах.

Подъём невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема: сначала извлекаются штанги с плунжером и клапанами, а затемтрубы с цилиндром.

Вставной же насос спускают в скважину в собранном виде(цилиндр насоса вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают его на поверхность также в собранном виде путем подъема насосных штанг.

Спущенный всобранном виде вставной устанавливаюти закрепляют при помощи специального замкового приспособления, зарание спускаемого в скажину на трубох. В результате этого для смены вставногонасоса при его сработанности и необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом достаточно поднять на поверхность только насосовые штанги, насосовые же трубы остаются постоянно в скважине; их извлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике бывает редко.

Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного (трубного), и при нем меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, и также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса.

Невставные (трубные) насосы подразделяются на два типа: 1)насосы двухклапанные НГН1 (насос глубинный невставной первого типа) и 2) насосы трёхклапанные НГН2.

Насос НГН1 (рисунок 3,2 а ) имеет три основных узла:

-цилиндр, который состоит из собственно цилиндра 2, патрубка-удлинителя 4 и седла конуса 6;

- плунжер, состоящий из собственного плунжера 3 и шарикового нагнетательного клапана 1;

-всасывающий клапан 5 с захватным штоком 7, головка которого находится в полости плунжера.

Из схемы видно, что при нормальной работе насоса плунжер перемещается в цилиндре не имея связи с захватным штоком, а узел всасывающего клапана остается недвижимым.

Из схемы видно, что при нормальной работе насоса плунжер перемещается в цилиндре, не имея связи с захватным штоком, а узел всасывающего клапана остается неподвижным. Когда же плунжер извлекается из цилиндра, он зацепляется за головку захватного штока и поднимает за собой узел всасывающего клапана, открывая нижний конец цилиндра насоса. В результате этого жидкость, заполняющая подъемные трубы, может перетекать через насос в скважину, и при подъеме насосно-компрессорных труб и насоса не происходит разлива нефти на устье скважины, а в случае осаждения песка его можно промывать.

Существенным недостатком двухклапанного насоса является слишком большой объём вредного пространства, который складывается из обьёма внутренней полости плунжера и объёма патрубка-удленнителя. Этот объём можно уменьшить путем установки дополнительного нагнетательного клапана на нижнем конце плунжера, что и осуществлено в трехклапанных трубных насосах.

Трех клапанный насос (рис.3.2,б) так же как и двухклапанный, состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и всасывающего клапана. Узел цилиндра в обоих насосах имеет одинаковое устройство, другие же узлы в связи с наличием второго нагнетательного клапана несколько различаются. Второй нагнетательный клапан 8, находящийся в нижней части плунжера 3, не позволяет применять захватный шток, поэтому под плунжером монтируется специальный ловитель 9, который представляет собой муфту с крючкообразным захватом.

Узел всасывающего клапана вместо захватного штока имеет наконечник 10 с поперечной шпилькой на верхнем конце. Чтобы поднять всасывающий клапан, спускают плунжер ниже нормального положения до упора в наконечник 10 и затем поворачивают в сторону завинчивания штанг. При этом шпилька наконечника входит в прорези на ловителе и захватывается им. Установка всасывающего клапана на свое место также выполняется при помощи ловителя.

Благодаря применению второго нагнетательного клапана обьём вредного пространства в трехклапанном насосе уменьшается почти в два раза по сравнению с двухклапанным насосом. Поэтому трехклапанные насосы рекомендуются для откачивания жидкости с повышенным содержанием свободного газа.

Вставные насосы условно обозначают шифром НГВ (насос глубинный вставной), причем насосы с опорой расположенной в его верхней части, имеют шифр НГВ 1, а насосы с нижней опорой НГВ 2.

Вставной насос (рис.3.3) состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет закрепленный наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце – конус 3, который служит опорой насоса и разобщает полость подъёмных труб над насосом от скважины. Поверх опорного конуса на цилиндре монтируется направляющий ниппель штока плунжера. Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг при помощи штока 1, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменшения объёма вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Под замковой опорой 4, которая закреплена на нижнем конце колонны подъёмных труб 2, монтируется направляющая труба 7, обеспечивающая правильную установку насоса на место. Узел замковой опоры (рис.3.4) состоит из переводника 1, присоединяемого к НКТ, седла конуса 2, пружинного замка 3 и опорной муфты 4. Пружинный замок опоры представляет собой полый усеченный конус с шестью продольными разрезами, которые образуют на конусе лепестковые пластинчатые пружины. При спуске в скважину насос раздвигает своим нижним концом пружину замка и проходит через него вниз до тех пор. Пока конус насоса не сядет на седло. В этот момент концы пружины замка оказываются напротив конического буртика на корпусе цилиндра и упираются внего. Задерживая насос в замковой опоре.

Пружины замка раздвигаются при усилии около 2000 Н (200кгс), поэтому для установки насоса на место достаточно приложить к нему часть веса штанг.

Для подъёма насоса также не требуется создавать большого усилия, такткак концы пружин находятся на конусной поверхности буртика и при небольшом натяжении легко раздвигаются им.

При нормальной работе вставного насоса плунжер перемещается по цилиндру не изменяя его положения в трубах, насос работает как обычный трубный насос.

1. Штанговая глубинно-насосная установка.

Установка штанговых скважин насосов (ШСН) – наиболее распространенное насосное оборудование для добычи нефти. Широкое распространение насосов обусловлено их относительной простотой и удобствами эксплуатации мало – и среднедебитных скважин.

Штанговая скважинная установка состоит [1; 3; 10] из скважинного насоса, штанг и станка качалки. Цилиндр и всасывающий клапан насоса подвешены в скважине на насосно-компрессорных трубах (НКТ). Плунжер с нагнетательным клапаном повешен на штангах, которые соединены с полированным штоком, проходящим через устьевой сальник. Полированный шток соединяется с под веской станка-качалки. Станок-качалка с помощью четырехзвенника (балансира, шатунов, кривошипов, неподвижной опоры) преобразует вращательное движение вала редуктора в возвратно-поступательное движение головки балансира, а следовательно, штанг и плунжера насоса. Насос опускается в скважину под динамический уровень жидкости и нагнетает ее по НКТ к устью, откуда жидкость отводится в промысловые коммуникации.

Принципиальная особенность ШСН – наличие длинной механической связи (штанг) между исполнительным механизмом (насосом) и приводом. (станком-качалкой). Энергия исполнительному механизму передается именно этой механической связью. данная связь ограничена диаметральными внутренними размерами НКТ и тем, что с увеличением ее диаметра растет нагрузка от собственного веса. Большая длина и относительно малый диаметр колонный штанг снижают мощность, передаваемую насосу.

Полезная мощность установок штанговых. насосов со станками – качалками практически не превышает 28 кВт при малых глубинах и 32 кВт – при средних глубинах, что обеспечивает отбор 10-200 м жидкости в сутки с глубин до 1 500-1000 м. Большинство установок ШСН работает с подачами до 50-80 м жидкости в сутки с глубины расположения динамических уровней 500-800 м. В то же время установка состоит из нескольких простых узлов. В скважине находится наиболее простой объемный плунжерный насос, в большинстве случаев с щелевым уплотнением зазора между плунжером и цилиндром, на поверхности – также относительно простой балансирный механизм с редуктором и электродвигателем. При небольших мощностях это оборудование достаточно надежно.

Существенный недостаток ШСН – необходимость размещения станка- качалки на мощном фундаменте, что усложняет монтажные работы при пере воде скважин на насосную добычу. Мощный фундамент необходим в связи с большими инерционными силами, возникающими от возвратно поступательного движения частей установка [1; 3; 10].

Установки ШСН не поставляются комплектно, а собираются из отдельных узлов непосредственно на скважине.

2. Обзор конструкций станков – качалок.

Как было указано выше, станок – качалка представляет собой четырехзвенный механизм, который преобразует вращательное движение вала приводного двигателя в возвратно-поступательное движение плунжера насоса. Конструкция станка – качалка за прошедшие полвека практически не изменилась, за исключением усовершенствований, вносимых в конструкцию отдельных узлов (балансира, траверсы, шатунов и т.д.)

Для оптимизация производства в 1956 году были разработаны стандарты на станки – качалки, которые предусматривали четыре типоразмера. (Таблица 1)

Таблица 1. [1; 3; 10].

Техническая характеристика станков-качалок ГОСТ 5866-76

1

2

3

4

5

Показатель

СНК-615

СНК3-1515

СНК5-3015

СНК10-3315

Наибольшая допустимая нагрузка в точке повеса штанг, кгс

2000

3000

5000

10000

Длина хода полированного штока, мм

300

450-1050

900-2100

1200-1400

450

600-1200

1200-2400

1500-2700

600

750-1350

1500-2700

1800-3000

900-1500

1800-3000

2100-3300

Число качаний балансира в минуту

6,9-15,5

7,2-14,5

8-12,6

9,5-15

Допускаемый крутящий момент на ведомом валу, кгс*м

250

650

2300

4000

Длина L1 переднего плеча балансира, мм

740

1500

3000

3300

Длина L2 заднего плеча балансира, мм

740

1500

2500

2750

Расстояние L3 между центрами головок шатуна, мм

840

1910

3200

3300

Расстояние L4 по горизонтали между центрами оси опоры балансира и ведомого вала редуктора, мм

680

1215

2380

2600

Радиус r кривошипа, мм

295

720

1200

1320

Радиус R вращения наиболее удаленной точки кривошипа, мм

365

1000

1600

1950

Размеры рамы, мм

Ширина в

410

830

1100

1100

Длина L не более

2950

5300

8140

9600

Ширина В не более

1020

1620

1880

2160

Высота Н не более

1300

3820

5890

6060

Масса станка с двигателем, кг

3,0

4,5

11,2

17,5

Система уравновешивания

Балансирная

Комбинированная

Комбинированная

Кривошипная

В 1966 году был разработан новый стандарт, который предусматривал уже 9 базовых моделей, и 11 модифицированных (таблица 2).

Таблица 2

Техническая характеристика станков – качалок типа СК второй модификации (ГОСТ 5866-76) [1; 3; 10].

1

2

3

4

5

6

7

8

Показатели

СКЗ-1,2-630

СК5-3-2500

СК6-2,1-250

СК12-2,5-4000

СК8-3,5-4000

СК8-3,5-5600

СК10-3-5600

Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН

30

50

60

120

80

80

100

Номинальная длина хода устьевого штока, м

1,2

3

2,1

2,5

3,5

3,5

3

Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН*м

6,3

25

25

40

40

56

56

Число ходов балансира в минуту

5-15

5-12

Редуктор

ЦГНШ-315

ЦГНШ-450

ЦГНШ-450Б

ЦГНШ-750Б

ЦГНШ-750Б

ЦГНШ-560

ЦГНШ-560

Габаритные размеры, мм, не более

Длина

4125

7380

6480

7450

8450

8450

7900

Ширина

1350

1840

1840

2246

2246

2246

2246

Высота

3245

5195

4960

5730

6210

6210

5835

Масса, кг

3787

9500

8600

14415

1420

14245

14120

В настоящее время станков качалок исполнения СК (таблица 3) и шесть типоразмеров исполнения выпускаются промышленностью семь типоразмеров СКД (таблица 3).

Таблица 3

Техническая характеристика станков – качалок типа СКД

(ОСТ 26-16-08-87) [1; 3; 10].

1

2

3

4

5

6

7

Показатели

СКД3-1,5-710

СКД4-2,1-1400

СКД6-2,5-2800

СКД8-3-4000

СКД10-3,5-5600

СКД112-3,0-5600

Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН

30

40

60

80

100

120

Номинальная длина хода устьевого штока, м

1,5

2,1

2,5

3,0

3,5

3,0

Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН*м

7,1

14

28

40

56

56

Число ходов балансира в минуту

5-15

5-14

5-12

Редуктор

ЦГНШ-315

ЦГНШ-315

ЦГНШ-450

ЦГНШ-700Б

ЦГНШ-560

ЦГНШ-560

Габаритные размеры, мм, не более

Длина

4050

5100

6085

6900

7280

6900

Ширина

1360

1700

1880

2250

2250

2250

Высота

2785

3650

4230

4910

5218

4910

Масса, кг

3270

6230

7620

11600

12170

12065

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса и колонны насосных штанг осуществляется в основном при помощи специального механизма – станка-качалки балансирного типа, установленного около устья скважины. Станок – качалка представляет собой четырехзвенный механизм, который преобразует вращательное движение вала приводного двигателя в возвратно-поступательное движение плунжера насоса. Конструкция станка – качалка за прошедшие полвека практически не изменилась, за исключением усовершенствований, вносимых в конструкцию отдельных узлов (балансира, траверсы, шатунов и т.д.)

Для скважин различной глубины и производительности выпускаются станки-качалки различных типов. Станки-качалки выпускались в соответствии с государственным стандартом (ГОСТ 5866-56) четырёх типов: СКН- 615, СКНЗ- 1515, СКН5-3015, СКН10-3315  [1; 3;6;10].

Шифр этих станков-качалок обозначает:

а) первые три буквы – "станок-качалка нормального ряда";

б) цифры непосредственно после букв – наибольшую нагрузку в точке подвеса штанг в т;

в) цифры после тире – первая цифра при трехзначном числе или первые две цифры при четырехзначном числе обозначают наибольшую длину хода точки подвеса штанг в дециметрах;

г) последние две цифры – наибольшее число качаний балансира в минуту.

Все станки качалки нормального ряда конструктивно однотипны. Схема  станка – качалки  нормального ряда СКН5 – 3015 приведена на рисунке 3.8.

Большинство применяемых в настоящее время приводов штангового насоса (станков-качалок) балансирного типа, механического типа с преобразующим механизмом, выполненным на основе шарнирного четырехзвенника. К ним относятся СК аксиального типа по ГОСТ 5866-76, например СК3-1,2-630,СК5 – 3-2500, СК6-2,1- 250, дезакциальные СК типа СКД по ОСТ 26-16-08-87, а также современные приводы штангового насоса типа ПНШ производства ОАО " Ижнефтемаш".

Для оптимизации производства в 1956 году были разработаны стандарты на станка – качалки, которые предусматривали четыре типоразмера.

Таблица 1

Техническая характеристика станков-качалок ГОСТ 5866-76 [1;6;10].

1

2

3

4

5

Показатель

СКН-615

СКН3-1515

СКН5-3015

СКН10-3315

Наибольшая допустимая нагрузка в точке повеса штанг, кгс

2000

3000

5000

10000

Длина хода полированного штока, мм

300

450-1050

900-2100

1200-1400

450

600-1200

1200-2400

1500-2700

600

750-1350

1500-2700

1800-3000

900-1500

1800-3000

2100-3300

Число качаний балансира в минуту

6,9-15,5

7,2-14,5

8-12,6

9,5-15

Допускаемый крутящий момент на ведомом валу, кгс*м

250

650

2300

4000

Длина L1 переднего плеча балансира, мм

740

1500

3000

3300

Длина L2 заднего плеча балансира, мм

740

1500

2500

2750

Расстояние L3 между центрами головок шатуна, мм

840

1910

3200

3300

Расстояние L4 по горизонтали между центрами оси опоры балансира и ведомого вала редуктора, мм

680

1215

2380

2600

Радиус r кривошипа, мм

295

720

1200

1320

Радиус R вращения наиболее удаленной точки кривошипа, мм

365

1000

1600

1950

Размеры рамы, мм

Ширина в

410

830

1100

1100

Длина L не более

2950

5300

8140

9600

Ширина В не более

1020

1620

1880

2160

Высота Н не более

1300

3820

5890

6060

Масса станка с двигателем, кг

3,0

4,5

11,2

17,5

Система уравновешивания

Балансирная

Комбинированная

Комбинированная

Кривошипная

В 1966 году был разработан новый стандарт, который предусматривал уже 9 базовых моделей, и 11 модифицированных (таблица 2).

Таблица 2

Техническая характеристика станков – качалок типа СК второй модификации (ГОСТ 5866-76)

1

2

3

4

5

6

7

8

Показатели

СКЗ-1,2-630

СК5-3-2500

СК6-2,1-250

СК12-2,5-4000

СК8-3,5-4000

СК8-3,5-5600

СК10-3-5600

Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН

30

50

60

120

80

80

100

Номинальная длина хода устьевого штока, м

1,2

3

2,1

2,5

3,5

3,5

3

Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН*м

6,3

25

25

40

40

56

56

Число ходов балансира в минуту

5-15

5-12

Редуктор

ЦГНШ-315

ЦГНШ-450

ЦГНШ-450Б

ЦГНШ-750Б

ЦГНШ-750Б

ЦГНШ-560

ЦГНШ-560

Габаритные размеры, мм, не более

Длина

4125

7380

6480

7450

8450

8450

7900

Ширина

1350

1840

1840

2246

2246

2246

2246

Высота

3245

5195

4960

5730

6210

6210

5835

Масса, кг

3787

9500

8600

14415

1420

14245

14120

В настоящее время станков качалок исполнения СК (таблица 3) и шесть типоразмеров исполнения выпускаются промышленностью семь типоразмеров СКД (таблица 3).

Таблица 3

Техническая характеристика станков – качалок типа СКД

 (ОСТ 26-16-08-87) [1; 3;6;10].

1

2

3

4

5

6

7

Показатели

СКД3-1,5-710

СКД4-2,1-1400

СКД6-2,5-2800

СКД8-3-4000

СКД10-3,5-5600

СКД112-3,0-5600

Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН

30

40

60

80

100

120

Номинальная длина хода устьевого штока, м

1,5

2,1

2,5

3,0

3,5

3,0

Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН*м

7,1

14

28

40

56

56

Число ходов балансира в минуту

5-15

5-14

5-12

Редуктор

ЦГНШ-315

ЦГНШ-315

ЦГНШ-450

ЦГНШ-700Б

ЦГНШ-560

ЦГНШ-560

Габаритные размеры, мм, не более

Длина

4050

5100

6085

6900

7280

6900

Ширина

1360

1700

1880

2250

2250

2250

Высота

2785

3650

4230

4910

5218

4910

Масса, кг

3270

6230

7620

11600

12170

12065

Станки качалки типа СКД (дезаксиальные) по сравнению со станками качалками типа СК имеют меньшую высоту, размеры и массу отдельных элементов, что в итоге уменьшают их металлоемкость.

Для привода СК применяют электромоторы переменного трехфазного тока, асинхронные, чаще всего с короткозамкнутым ротором, серий АО и АОП. Электродвигатели серии АО имеют закрытое исполнение и снабжены вентилятором для охлаждения корпуса, а электродвигатели серии АОП, кроме того, обладают повышенным пусковым моментом и поэтому их использование дает определенные преимущества при эксплуатации.

Число оборотов вала электродвигателя может быть 750 – 1500 в минуту, напряжение 380 В. Мощность электродвигателя может быть от 0,5 до 50 кВт и выбирается в зависимости от нагрузки и режима работы СК. Из индивидуальных устройств устанавливают блоки управления предназначенные для ручного управления, самозапуска и защиты электродвигателя от перегрузки и токов короткого замыкания.

3. Расчет глубины спуска насоса и выбор типа насоса.

Станок – качалку следует подбирать таким образом, чтобы его паспортные характеристики по максимальным нагрузкам в точке подвеса штанг, крутящему моменту на кривошипном валу редуктора и скорости от качки превышали расчетные значения соответствующих показателей для планируемого режима или возможного диапазона режимов эксплуатации скважины. Существуют различные способы выбора станка – качалки (по диаграммам, таблицам и т.д.).

Станки-качалки по ГОСТ 5866-66 и диаметр насоса для производительности установок до 150 м3/сут выбирают по диаграммам, составленным в Краснодарском филиале ВНИИ проф. А.Н.Адониным.

Глубину спуска насоса определяем из условия обеспечения оптимального необходимого давления на приеме насоса [1; 3; 7].:

Lн = Нф – ((Рзаб- Рпр опт) х 10) / ( Рсм х g)),м,

где Нф -расстояние от верхних отверстий фильтра до устья скважины;

Рзаб – забойное давление;

Рпр опт – оптимальное Р на приеме насоса;

Рсм ³ – плотность откачиваемой смеси;

g=9.81м/с² -ускорение свободного падения;

Подставляем исходные параметры в формулу.

4. Описание устройства и принцип работы устьевой арматуры.

Устьевая арматура состоит из трубной головки тройника, стволовой задвижки, угловых вентилей и пробкового крана, установленных на выкидной линии и трубных отводах. Устьевая арматура, эксплуатируемая ШСНУ отличается от УЭЦН отсутствием устройства для герметизации кабельного ввода и установкой устьевого сальника вместо стволовой задвижки [1; 3;4;10; 11].

Универсальная головка служит для соединения арматуры с муфтой обсадной колонны, имеет два боковых отвода – один через угловой вентиль связывает затрубное пространство с выкидной линией. Там же на газоотводной линии устанавливается шариковый обратный клапан стравливания давления газа из затрубного пространства через присоединенный патрубок, устанавливается манометр для контроля давления в затрубном пространстве.

Другой отвод с пробковым краном служит для промывания скважины, для присоединения насосного агрегата и отбивки уровня жидкости в скважине при помощи эхолота и волномера. На универсальной головке устанавливается трубодержатель, в котором имеется резьба диаметром 7З мм для присоединения однорядной колонны НКТ и тройника [1; 3;4;10; 11].

При эксплуатации ЭЦН трубодержатель имеет отверстие для кабеля. Трубодержатель имеет отверстие диаметром 38 мм для спуска приборов в затрубное пространство.

К верхней части тройника крепится стволовая задвижка при эксплуатации, а при эксплуатации ШСН к тройнику присоединяется устьевой сальник.

В стакане устьевого сальника укладываются резиновые манжеты, уплотнение достигается поджатием манжет гайкой. Гайку следует подтягивать периодически по мере износа сальника и при пропуске жидкости через сальник.

К тройнику присоединяется угловой вентиль, через который добываемая жидкость на выкидную линию.

Для подвески насосных труб, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья а также для обеспечения отбора газа из затрубного пространства на устье скважины устанавливают специальное оборудование.

Устьевое оборудование глубинно-насосной скважины состоит из планшайбы и тройника-сальника. На рисунке 3.6 показана схема такого оборудования с тройником – сальником конструкции АзИНмаш. На колонный фланец 1 устанавливают планшайбу 2 с подвешенным на ней трубами 3. В планшайбе просверлены отверстия для отвода газа из затрубного пространства и для замера уровня жидкости в скважине.

В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти. Выше тройника для его герметизации и пропуска сальникового штока 7 устанавливают сальник 6, набивку которого уплотняют сверху крышкой 8.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную установку.

Сальниковый шток, являющийся верхней штангой в колонне насосных штанг, подвешивается к головке балансира станка-качалки на стальном канате. Сальниковый шток соединяется с канатом специальным устройством – канатной подвеской. Канатная подвеска(рис. 3.7) имеет две траверсы с клиновыми зажимами для каната и сальникового штока.

Сальниковый шток 11 подвешивается в клиновом зажиме верхней траверсы 5, а концы стального каната 7, перекинутого через ролик на головке балансира станка-качалки, закреплены в зажимах нижней траверсы 2. Нагрузка, создаваемая штангами и столбом жидкости над плунжером насоса и воспринимаемая верхней траверсой, передается на нижнюю траверсу через опорные втулки 4.

Винты 3 имеют вспомогательное значение и служат для увеличения зазора между траверсами в тех случаях, когда необходимо установить специальный прибор-динамограф, чтобы измерить нагрузки, возникающие колонне штанг при работе насоса.

При эксплуатации определенных категорий осложненных скважин применяются подвески устьевого штока со штанговращателем, который обеспечивает медленное поворачивание колонны штанг и плунжера "на заворот" при возвратно – поступательном движении штока.

Штанговращатели применяют при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера насоса, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения на колонне штанг скребков для очистки колонны НКТ от отложений. Для условий ОАО "Татнефть" наиболее распространенным является штанговращатель механического действия типа ШВЛ-10, выпускаемый ООО "Татнефть-РБО".

Действие штанговращаталя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6-8 мм) с рамой привода штангового насоса.

Важнейшим условием надежной и долговечной эксплуатации устьевого штока и устьевого сальника является также совпадение центра траверсы канатной подвески с центром скважины при работе привода, обеспечиваемое правильной центровкой привода и балансира относительно устья скважины.

5. Система сбора нефти и газа.

Поднятая из скважины 1 на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважинах насосов, доставляется по выкидным линиям 2 на групповые пункты (ГЗУ) 3. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществить следующие операции:

а) замерить дебит скважин;

б) определить количество воды;

в) отделять газ от жидкости и замерять его объем;

г) передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой установке на диспетчерский пункт.

Из сборного коллектора протяженностью до несколько километров газожидкостная смесь поступает на дожимную насосную станцию (ДНС) 4. Здесь поступающая от групповых установок газожидкостная смесь проходит частичную сепарацию (сепаратор первой степени) после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и подается на установку предварительного сбора воды (УПС) 5. Газ в газосбор. Технологическая схема представлена в приложении на формате А 1.

6. Групповая замерная установка.

Групповая автоматизированная замерная установка " Спутник "

Предназначена для автоматического измерения дебита жидкости скважины при групповом сборе, контроля за работой скважин по подачи и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. Принципиальная схема установки.

Технические данные [1; 3;4;10].

а) Рабочее давление, кгс/см2 16

в) Класс помещения:

замерно-переключающей установки В-1а

щитовое помещение нормальное

г) Категория и группа взрывоопасной смеси 2Г

д) Пропускная способность по жидкости, м3/сут.

общая до 4000

по замеряемой скважине от 10 до 400

е) Допускаемое содержание газа в измеряемой

жидкости, нм3/т. От 15 до 200

ж) Основная приведенная погрешность измерения

дебита,% 2,5

з) Напряжение питания при частоте 50гц, в 380

и) Потребляемая мощность общая, кВт до 4

к) Габаритные размеры, мм 3200/6400/2650

л) Вес, кг 8000

м) Кратность обмена воздуха при работающем

вентиляторе не менее 10

Состав изделия [1; 3;4;10].

Замерно-переключающая установка включает в себя следуюшие основные изделия:

а) переключатель скважин многоходовой ПСМ-1М, -1

б) гидравлический привод ГП-1, 10

в) отсекатели коллекторов ОКГ-3, и ОКГ-4, 9

г) замерный гидроциклонный сепаратор с механическим регулятором уровня, 7

д) турбинный-счетчик ТОР-1, 12

е) вентилятор 8

ж) соединительные трубопроводы, запорная арматура различных диаметров 2,3

з) выкидная линия 5

и) электроконтактный манометр 6

Работа установки [1; 3;4;10].

Работа установки происходит следующим образом:

Манифольды скважин переключаются через обратные клапаны к патрубкам замерно-переключающего блока. Продукция скважин по трубопроводной обвязке поступает в переключатель ПСМ-1М и по общему коллектору через отсектель ОКГ-4 поступает в сборную сеть промысла.

В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод с отсекателем ОКГ-3 направляется в замерный гидроциклонный сепаратор.

В гидроциклонном сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Газ по патрубку проходит через кран регулятора уровня, установленный на газовой линии, и смешивается с замерной жидкостью, также попадая в общий коллектор. Жидкость поступает в нижнюю емкость сепаратора, и за счет того, что счетчик ТОР-1 расположен выше верхней отметки уровня жидкости в емкости, накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти в емкости поплавок регулятора уровня всплывает и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на кран газовой линии перекрывая ее. Давление в сепараторе повышается и жидкость из емкости вытесняется через счетчик ТОР-1. По достижении жидкостью нижнего уровня поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает и начинается новый цикл накопления. Регулятор уровня в гидроциклонном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что позволяет обеспечить измерение дебита скважин в широком диапазоне и с малыми погрешностями. Во время слива жидкость проходит через счетчик ТОР-1, где происходит измерение ее количества и направляется в общий коллектор.

Дебит измеренных скважин фиксируется на электромагнитных счетчиках блока управления. Сигналы на блоке управления поступают от счетчика ТОР-1. Кроме того счетчик имеет циферблат со стрелкой и интегратор, где также фиксируется результат измерения. Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замеров определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода

ГП-1 и в системе гидравлической установки повышается давление. Привод переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Время замера устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий – дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождений и др.

В установке "Спутник" предусмотрена возможность контроля подачи по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР-1. Аварийная блокировка скважин в установке происходит при повышении или понижении давления больше допустимого в общем коллекторе. В этом случае электроконтактный манометр, установленный на общем коллекторе, воздействует на клапан КСП-4. Давление в системе гидравлического управления отсекателей ОКГ-3 и ОКГ-4 падают и они перекрывают трубопроводы.

Срабатывание отсекателей вызовет повышение давления в переключателе ПСМ-1М и в манифольдах скважин, что должно привести к остановкам скважин: фонтанных за счёт отсекателей, установленных на выкиде, и механизированных – за счёт отключателя привода.

7. Дожимная насосная станция

Дожимная насосная станция предназначена для перекачки нефтяной жидкости, когда давление нефтяных скважин недостаточно для транспортирования её на установку предварительного сброса пластовой воды, УПС.

Технологическая схема включает в себя; рис. 2.3. Приёмная гребёнка задвижек для ввода трубопроводов от групповых замерных установок два буферных буллита для дегазации жидкости и стабилизации откачки соответствующей запорной и контрольной арматурой. Два насоса типа – ЦНС-180-255 для перекачки нефтяной жидкости на УПС, вся жидкость, перекачиваемая насосами, проходит через узел учёта, оборудованный счётчиком типа НОРД-150-64. Дозаторная установка БР-2,5-10 для подачи деэмульгатора. Станция управления.

Дожимные насосные станции, как правило, работают в автоматическом режиме. При помощи средств автоматики, в зависимости от количества поступающей нефти в буферную ёмкость, и подачи установленных насосов устанавливается режим откачки нефти с ДНС. Он может быть непрерывный и периодический.

Управление периодической откачкой нефти осуществляется при помощи средств автоматики, называемых автоматами откачки. От датчиков этих приборов в зависимости от уровня приборов в буферной ёмкости подаётся сигнал на включение или отключение насосов.

Дожимная насосная станция работает следующим образом. В сборный коллектор с дозаторной установки БР-2,5-10 дозировочным насосом подается в нефтегазоводяную смесь деэмульгатор для разрушения эмульсии, затем жидкость поступает в буферные буллиты. Газ, отделившись от жидкости, через регулятор давления, поступает в газопровод и под собственным давлением транспортируется потребителю. Нефтяная жидкость поступает на прием центробежных насосов и транспортируется до УПС, проходя через счётчик жидкости типа НОРД. Система автоматики предусматривает попеременную работу насосных агрегатов, автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего агрегата, а также автоматическую остановку насосов откачки при срыве подачи. Все эти операции осуществляются при помощи электроконтактных манометров, установленных на выкидных линиях насосов и приборов местной автоматики, связанных с пусковыми устройствами.(11)

8. Установка предварительного сброса воды.

Установка предварительного сброса воды УПС: проектная мощность-16000м3, объем технологических ёмкостей для одновременного хранения жидкости-11528м3, ежесуточная переработка пластовой жидкости обводненностью 84% -6500м3.

Технологическая схема УПС представляет собой многоступенчатую систему отстоя пластовой жидкости и формирование фаз в зависимости от плотности среды "Гравитационный" метод. Технологическая схема УПС(рис. 2.4).

Приёмная гребёнка задвижек для ввода нефтепроводов от ДНС на 1- ступень УПС. Концевой трубный делитель фаз КДФ – предназначен для разделения жидкости на 3 фазы – вода, нефть, газ. Работает как сепаратор газа.

Отстойники 1;2;3;4- РГС-200 предназначены для гравитационного разделения фаз "вода-нефть",входят в состав 1-ступени отстоя с соответствующей запорной и контрольной арматурой. Буферная ёмкость 5 и 6, предназначены для сбора нефти с отстойников перед прокачкой на ТХУ с соответствующей запорной и контрольной арматурой. Ёмкость 7- осуществляет осушку газа, выделившегося в процессе отстоя из отстойников и буферных ёмкостей с запорной и контрольной арматурой, работает в паре с УЛФ. Газ может подаваться как в газосбор так и на свечу.Отстойник 8;9;10;11-РГС-200 входит в состав 2-ступени отстоя с соответствующей запорной и контрольной арматурой.

Газоуравнительная система улавливания легких фракций УЛФ. В комплект установки входит компрессорная установка, 2 конденсатосборника V-8 и 6 м3, и система уравнительных трубопроводов с рабочим давлением Р =1,2 МПа. Аппарат очистки сточных вод ( АОСВ) предназначен для очистки сточной воды для системы ППД до экологических норм. В комплект установки входят 2 насоса А2ВВ-10/16 с запорной и контрольной арматурой. Производительность-3500 м3/сут., Р раб.-0,6 МПа

2насосных агрегата ЦНС-180-170 для перекачки отстоянной нефти из буллитов №5, 6 на ТХУ, оборудованных счётчиками типа НОРД- 150 64,02 насосных агрегата ЦНС-300-240 для откачки очищенной сточной воды в систему ППД, обвязанных счетчиками типа НОРД-150 64,02 насосных агрегата ЦНС-180-85 для подачи воды на рециркуляцию в АОСВ.

2насосных агрегата ЦНС-180-85 для подачи воды на рециркуляцию РВС [3;4;10].

3 ёмкости для хранения хим. реагентов с соответствующей запорной и контрольной арматурой, установлены под эстокадой для налива хим. реагента. 2дозаторные установки БР-2,5-10 одна для подачи деэмульгатора, вторая для подачи ингибитора коррозии не приём водяных насосов.

9. Недостатки существующей конструкции привода

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда механизированных скважин [1;10]. Вопросы их эксплуатации имеют большое значение с точки зрения экономики, так как затраты на эксплуатацию этих скважин весьма значительны. Фонд малодебитных скважин постоянно увеличивается, так как по мере вступления многих месторождений в поздний период разработки, в скважинах производится отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов и осуществляется разбуривание низкопродуктивных участков залежей, ранее не охваченных выработкой.

Процесс эксплуатации малодебитных скважин может осуществлятся либо в непрерывном, либо в периодическом режиме [1;10].. Эксплуатация малодебитных скважин в перодическом режиме зачастую обусловлена дефицитом насосного оборудования малой производительности и экономической нецелесообразностью замены уже имеющегося на скважинах насосного оборудования. Работа с ШСНУ в непрерывном режиме с большим запасом по производительности сопровождается рядом нежелательных явлений, в частности работа насоса с неполным заполнением цилиндра приводит к ударным нагрузкам на штанги (ударом плунжера о жидкость при ходе вниз), имеют место периодические срывы подачи, установка работает с низким коэффициентом полезного действия. В таких случаях, для скважин с дебитом менее 3 т/сут. Относящихся при непрерывной эксплуатации к категориям убыточных и нерентабельных следует выполнять индивидуальную технико-экономическую оценку перевода их на режим периодической откачки. К положительным сторонам периодической откачки относятся сокращение непроизводительных затрат электроэнергии, увеличение межремонтного периода работы скважин (по сравнению с режимом откачки с неполным заполнением цилиндра).

Периодическая откачка имеет ряд отрицательных сторон[1;3;10]. Снижается объём добычи нефти, на некоторых скважинах может возрасти обводненность продукции. Усложняется контроль технологического режима эксплуатации скважины, требуются дополнительные расходы на оснащение и обслуживание насосной установки реле времени, устройством для смазки полированного штока, СКЖ. В зимний период при откачке обводненной продукции возрастает опасность замерзания устьевого оборудования с последующей аварией разлива нефтепродукта на территории скважины. Также в период простаивания СК ввиду отсутствия потока жидкости по НКТ происходит интенсивная кристаллизация парафина внутри НКТ.

Для определения области применения способов непрерывной и периодической эксплуатации исходят из оценки минимальной производительности имеющегося на скважине привода штангового насоса и минимального диаметра насоса, выпускаемого промышленностью т.е. определяют минимальный дебит скважины, при котором обеспечивается надежная работа насосного оборудования в непрерывном режиме. При этом следует учитывать возможные утечки между плунжером и цилиндром, так как в условиях малых дебитов они могут оказаться сравнимыми с теоретической производительностью насоса. При подборе насоса для малодебитных скважин следует обязательно учитывать утечки через плунжерную пару, в противном случае может быть запроектирован режим с нулевой подачей.

При периодической работе насосного оборудования отмечается влияние газа, достигающее максимума при снижении уровня приема насоса. Газ попадая в насос, ухудшает смазку плунжерной пары, вызывая работу в режиме сухого трения. Из-за низких скоростей движения жидкости и интенсивной сепарации газа нарушается термодинамическое равновесие системы. Последнее вызывает выпадение парафина и отложение его на поверхности эксплуатационной колонны, НКТ и штанг.

Аварийная ситуации в эксплуатации оборудования возникают чаще в период пусковых режимов, так как именно тогда возникают большие динамические нагрузки. Не являются исключением и колонна штанг: именно при пуске СК она испытывает значительные перенапряжения, связанные с преодолением сил инерции, механического и гидравлического трения. Установлено что 20% от общего числа ремонтов приходится на обрыв штанг, 8 % на обрыв полированного штока, 20 % на заклинивание насоса. Большое количество ремонтов связано с наземным оборудованием и коммуникациями. Эти ремонты происходят из-за частых пусков скважин и связанных с ними перегрузками в оборудовании.

Таким оброзом, в общем случае для малодебитных скважин, предпочтительным является применение непрерывной откачки продукции. Периодическая откачка рекомендуется для малодебитных скважин лишь в следующих случаях [1;3;10]:

- на скважинах, оборудованных приводами штангового насоса завышенной производительности( менее чем в 3-5 раз), замена которых на данном этапе представляется нецелесообразной;

- если при этом преследуются определенные цели (например, достижение меньшей обводненности продукции скважин, экономия затрат на электроэнергию и т.д.), при соответствующем индивидуальном технико-экономическом обосновании.

Эффективность применения режима периодической откачки в значительной степени зависит от стоимости, точности регулпрования и надежности средств управления откачкой. Необходимо учитывать и свойства продукции скважин: обводненность нефти и степень минерализации попутной воды.

Основным критерием при эксплуатации скважин ШСНУ на подачу является число качаний балансира СК. При существующем оборудовании, установленном на скважине, с завышенной производительностью не соответствующему планируемому отбору жидкости, наиболее целесообразным методом является изменение числа качаний балансира СК. Модернизацию привода производят путем подбора диаметра шкива на электродвигателе, для достижения желаемого числа качаний балансира СК и соответствующему технологическому режиму работы скважины.

Литература

1. Архипов К.И., Попов В.И. Справочник по станкам-качалкам. Альметьевск, 2000 г.

2. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. Москва: Машиностроение, 1976г.

3. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое обслуживание. Справочник. Москва: Недра, 1990г.

4. Байков Н.М., Колесников Б.В. Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти, Москва, Недра, 1975г.

5. Валовский В.М., Авраменко А.Н., Аристов Б.В., Фадеев В.Г. Руководство по эксплуатации скважин установками электропогружных центробежных насосов в ОАО "Татнефть". ТатНИПИнефть, 2001г.

6. Молчанов А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. Москва: Недра, 1990г.

7. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. Москва: Недра, 1984г.

8. Беззубов А. В. Насосы для добычи нефти. Справочник рабочего. Москва: Недра, 1986г.

9. Чичеров Л.Г. Молчанов Г.В. Рабинович А.М. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. Москва: Недра, 1987г.

10. Справочник мастера по добыче нефти. Альметьевск, 2000г.

11. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Москва: Недра, 1983г.

12. Денищенко Ф.И. Охрана труда. Москва: Высшая школа, 1999г.

13. Белов С.В. Безопасность жизнедеятельности. Москва: Высшая школа, 1999 г.

14. Хоботько В.И. Противопожарная безопасность и защита на предприятиях нефтяной промышленности. Москва: Недра, 1982г.

15. Андросова Н.К., Вишневецкая Г.И., Порцевский А.К.. Экономическая часть в проектах по недропользованию. Москва: Издательство МГОУ, 2007г.

16. Астахов А.С. Экономика горного предприятия. Москва: Недра, 2001.