Штанговый глубинный насос реферат

Обновлено: 02.07.2024

СКАЧАТЬ: ref.zip [1,27 Mb] (cкачиваний: 161)

Реферат на тему:

  1. Технологические приемы и особенности оперативных исследований различных категорий скважин…………………………………………..3
  2. Исследование механизированных скважин с ШГН……………………5
  3. Исследование механизированных скважин с ЭПН……………………10
  4. Список литературы………………………………………………………22
  1. 1.Технологические приемы и особенности оперативных исследований различных категорий скважин.

В нефтяной промышленности России получили наибольшее распрост­ранение следующие виды нагнетательных и добывающих скважин:

а) нагнетательные, оборудованные НКТ;

б) нагнетательные без НКТ;

д) механизированные, оборудованные штанговыми глубинными насосами (ШГН);

с) механизированные, оборудованные погружными электронасосами (ЭПН);

Рассмотрим технологические приемы и особенности проведения исследований различных категорий скважин.

Технология исследования действующих скважин, основанная на измерении физических параметров путем спуска измерительных приборов на забой на каротажном кабеле (или на скребковой проволоке в случае спуска автономного прибора) пока является единственной получившей массовое распространение в нефтяной промышленности. Она в принципе себя оправ­дывает при исследовании нагнетательных, фонтанных и компрессорных скважин.

Получила распространение также технология исследования механизи­рованных скважин, оборудованных ШГН, путем спуска прибора на забой через межтрубное пространство.

На рис. 2.1 показаны схемы обвязки устья при исследовании:

а) нагнетательных, фонтанных и компрессорных скважин;

б) механизированных скважин, оборудованных ШГН.

При исследовании нагнетательных, фонтанных и компрессорных скважин на фланец 1 (рис.2.1 а), находящийся выше буферной задвижки 2, уста­навливается лубрикатор 3. На лубрикатор 3 устанавливается кронштейн 4 верхнего направляющею ролика 5. Далее устанавливают кронштейн 6 ниж­него ролика 7. Последний может крениться к нижнему фланцу 8 устьевой арматуры скважины или же с помощью специальных приспособлений к крестовине 9. Далее к кабельному наконечнику 10 привинчивается скважинный прибор 11 и последний опускается в полость лубрикатора 3. Затем на лубрикатор навинчивается сальник, состоящий обычно из основания 12, нижнего и верхнего упругих уплотняющих элементов 13, буферной камеры 14 и накидной гайки 15. К штуцеру буферной камеры присоединяют шланг 16 для отвода жидкости, просочившейся через нижний уплотнитель. Далее на кронштейны 4 и 6 устанавливают направляющие ролики с накинутым на них каротажным кабелем 17.

После открытия буферной 2 и центральной 18 задвижек скважины начинают спуск прибора в скважину.

При исследовании механизированных скважин с ШГН путем спуска прибора на забой через межтрубное пространство устье оборудуется спе­циальной планшайбой 1 (рис, 2.1, б) с эксцентричным гнездом для НКТ 2 и отверстием А для пропуска прибора 3. Кронштейн 4 и направляющий ролик 5 устанавливаются таким образом, чтобы кабель 6 проходил но оси отверстия, выполненною для пропуска прибора.

В настоящее время исследования скважин, оборудованных ШГН, спуском приборов через межтрубное пространство возможны лишь на скважинах без избыточного затрубного давления. При наличии избыточного давления в межтрубном пространстве скважины не исследуются из-за отсутствия лубрикатора для данной технологии исследования.

Ниже рассматриваются техника и технология исследования скважин с ШГН, являющиеся, на наш взгляд, наиболее перспективными.

На рис 2.1 показано устье скважины с ШГН, о6орудованное специальным лубрикатором, состоящим из корпуса 1, ввернутого в отверстие, выполненное эксцентрично на планшайбе 2, крышки 3 и нижней пробки 4, подвешенной на гибком тросике 5. Гибкий трос введен в полость лубрикатора сбоку через уплотнитель б. Полость лубрикатора через трехходовой кран 7 может сообщаться с затрубным пространством или атмосферой.

Для исследования скважины с избыточным давлением в межтрубье верхний конец гибкого тросика 5 вытягивают из полости лубрикатора. При этом пробка 4 плотно прижимается к нижнему торцу корпуса лубрикатора 1. Затем кран 7 поворачивают по часовой стрелке на 90 0 , после чего полость лубрикатора сообщается с атмосферой. Далее открывают крышку 3 и верхний конец гибкого тросика 5 проталкивают вниз на длину 10-20 см. При этом пробка 4 удерживается в состоянии, прижатом к торцу корпуса 1, за счет избыточного давления в межтрубном пространстве, а тросик 5 ослабевает создавая свободное пространство в полости лубрикатора для скважинного прибора. В полос лубрикатора спускают скважинный прибор на кабеле и на верхний конец корпуса лубрикатора наворачивают сальниковое устройство, одетое на кабель. Послe этого поворотом трехходовою крана 7 на 90 0 против часовой стрелки полость лубрикатора сообщают с межтрубным пространством. При этом пробка 4 отрывается от торца корпуса 1,освобождая для прохода прибора в скважину.

После проведения исследований скважинный прибор вводят полость лубрикатора и, протягиванием тросика 5 вверх, пробку 4 прижимают к торцу корпуса 1. Далее поворотом крана 7 на 90 0 по часовой стрелке из полости лубрикатора стравливают давление в атмосферу и демонтаж оборудования и аппаратуры производят в обратной последовательности.

Рассмотрим специфические особенности исследования отдельных категорий скважин.

К настоящему времени накоплен большой опыт исследования скважин с ШГН путем спуска малогабаритных приборов на забой через межтрубное пространство (между обсадной колонной и НКТ). Изучение патентной и научно-технической литературы и ознакомление с имевшимся на промыслах опытом показывает, что по состоянию развития измерительной техники и смежных с ней областей этот способ исследования скважин с ШГН является наиболее приемлемым.

За рубежом исследование скважин через межтрубное пространство практически не используется. Там большое распространение получил способ исследования механизированных скважин (c ШГН и ЭПН) по следующей технологии.

Из скважины, предназначенной под исследование, поднимают насосное оборудование и спускают вместо него специальное компрессорное оборудование, вызывают искусственное фонтанирование скважины и при этом на различных режимах фонтанирования проводят исследование приборами, предназначенными для исследования фонтанных скважин. Недостатками данного метода перед способом исследования через межтрубное пространство являются, с одной стороны, высокие затраты на производство этих работ и, с другой - несоответствие режима работы скважины и пластов при проведе­нии исследований реальному режиму их эксплуатации.

Для производства исследований через межтрубное пространство устье скважины оборудуется специальной эксцентрической планшайбой с отверсти­ем для пропуска скважинного прибора. Она обеспечивает прижатие НКТ к одной стороне колонны обсадных труб. Благодаря этому межтрубное про­странство имеет серповидное сечение и увеличивается зазор между НКТ и обсадной колонной. Как видно табл. 2.1 теоретически минимальный зазор между НКТ (по муфтам) и обсадной колонной равняется 49 мм. Однако многолетний опыт показывает, что при исследовании скважин с ШГН лучшую проходимость на забой имеют приборы с наружным диаметром 25-32 мм.

Исследование скважин путем спуска приборов через межтрубное пространство, как видно из приведенных исследований, имеет очень низкие технико-экономические показатели и, следовательно, требуется дальнейшее совершенствование техники и технологии проведения этой операции.

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин — от десятков килограмм в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200 — 3400 м.

ШСНУ включает:

а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.


Рис. 1. Схема штанговой насосной установки

Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 , насосно-компрессорных труб 3 , подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6 , сальникового штока 7 , станка качалки 9 , фундамента 10 и тройника 5 . На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1 .

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.


Рисунок 2 — Станок-качалка типа СКД

1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска.

Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока — 7 на рисунке 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Станок‑качалка Число ходов балансира, мин. Масса, кг Редуктор
СКД3 — 1.5-710 5 ¸ 15 3270 Ц2НШ — 315
СКД4 — 21-1400 5 ¸ 15 6230 Ц2НШ — 355
СКД6 — 25-2800 5 ¸ 14 7620 Ц2НШ — 450
СКД8 — 3.0-4000 5 ¸ 14 11600 НШ —700Б
СКД10 — 3.5-5600 5 ¸ 12 12170 Ц2НШ — 560
СКД12 —3.0-5600 5 ¸ 12 12065 Ц2НШ — 560

В шифре, например, СКД8 — 3.0-4000, указано Д — дезаксиальный; 8 — наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10 -2 кН*м.

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Техническая характеристика
Нагрузка на шток, кН (тс) 60 (6)
Длина хода, м 1.2 ¸2.5
Число двойных ходов в минуту 1 ¸7
Мощность, кВт 18.5
Масса привода, кг 1800

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

В оборудовании устья колонна насосно-компрессорных труб в зависимости от ее конструкции подвешивается в патрубке планшайбы или на корпусной трубной подвеске.

Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2 (рисунок 3.).


Рисунок 3 — Устьевой сальник типа СУС1

1 — ниппель; 2 — накидная гайка; 3 — втулка; 4 — шаровая крышка; 5 — крышка головки; 6 — верхняя втулка; 7 — нажимное кольцо; 8 , 10 — манжеты; 9 — шаровая головка; 11 — опорное кольцо; 12 — нижняя втулка; 13 — кольцо; 14 — гайка; 15 — тройник; 16 — болт откидной; 17 — палец.

Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рисунок 15).

ВВЕДЕНИЕПрекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов.
На большом количестве добывающих нефтяных скважинах уста-навливаются штанговые глубинные насосы (ШГН). Это объясняется экономичностью и широкими возможностями применения данной системы. К основным преимуществам ШГН можно отнестинезависимость от наземных систем, технически несложный монтаж, разнообразие видов ШГН, возможность адаптации к изменяющимся условиям добычи и т.д. К основным недостаткам относятся высокий износ насосных штанг и насосно-компрессорных труб, трудоемкость операций по замене глубинных насосов. Во многих случаях заблаговременное распознавание неисправностей и профилактический ремонт позволяют избежать крупныхдефектов и связанных с ними больших затрат. [2]


1 Назначение штангового глубинного насоса
Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостей с температурой не более 130 °С, обводненностью не более 99 % по объему, вязкостью до 0,3 Па-с, минерализацией воды до 10 г/л, содержанием механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме не более 25 %,сероводорода не более 50 мг/л и концентрацией ионов водорода рН 4,2-8,0.

Рисунок 1 - Скважинные насосы

2 Конструкция глубинных штаноговых насосов вставного и невставного
типа
Стандартпредусматривает выпуск двух схем штанговых насосов: вставных и невставных (трубных). Основное принципиальное их отличие в том, что цилиндр невставного насоса встроен в колонну НКТ и для замены насоса необходим подъем колонны НКТ. Вставной насос опускается в трубы НКТ на штангах и крепится в нужном месте колонны с помощью специального в глубоких скважинах.
Скважинные насосы по ОСТ 26-16-06-86 выпускают следующих типов: НВ1вставной с замком наверху (рисунок 1), НВ2 вставной с замком внизу, НН невставной без ловителя, НН1 невставной с захватным штоком, НН2 невставной с ловителем.
Рассмотрим пример обозначения насосов по ОСТ 26-16-06-86:
XXX Х - XX - XX - XX - Х
1 2 3 4 5 6
1. Тип насоса: НВ1, НВ2, НН, НН1, НН2.
2. Исполнение насоса по конструкции цилиндра и
конструктивным особенностям самого насоса:
Б -безвтулочный, толстостенный цельный цилиндр;
С - втулочный, составной цилиндр;
И - износостойкое исполнение.
Буква И ставится в конце обозначения насоса и означает, что насос предназначен для работы в средах с содержанием механических примесей от 1,3 до 3,5 г/л; если этой буквы нет, то насос предназначен для работы в средах с содержанием мех. примесей до 1,3 г/л;
Т - насос с полым штоком.
Данные насосыпредназначены для работы с полыми штангами, причем подъем откачиваемой жидкости осуществляется по внутреннему каналу полых штанг;
А - насос с автосцепом колонны штанг с плунжером.
Применяется только для насосов НН; Д1, Д2 - специальные двухплунжерные насосы для откачки высоковязких, газированных жидкостей или для утяжеления низа штанговой колонны.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 3, 4).

У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ).

В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ-1 — вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами (рис. 3).

  • 1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан;
  • 4 — плунжер; 5 — штанга; 6 — замок.

Невставные скважинные насосы:

  • 1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан;
  • 4 — плунжер; 5 — захватный шток; 6 — ловитель

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами

. 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 .

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:

для НСВ 29 — 57 мм и 1,2 ч 6 м;

НСН 32 — 95 мм и 0,6 4,5 м.

Обозначение НСН2−32−30−12−0:

  • 0 — группа посадки;
  • 12×100 — наибольшая глубина спуска насоса, м;
  • 30×100 — длина хода плунжера, мм;
  • 32 — диаметр плунжера, мм.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м — для нормальных условий эксплуатации.

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм).

Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток).

Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т. п. , а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

Станки-качалки — индивидуальный механический привод ШСН (табл. 1−2).

Таблица 1.

Число ходов балансира в мин.

В шифре станка — качалки типа СКД, например СКД78−3-4000, указано: буквы — станок качалка дезаксиальный, 8 — наибольшая допускаемая нагрузка Р max на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 — наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент М кр max на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10−2кН

Станок-качалка (рис. 3.15) является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Таблица 2.

Номинальная нагрузка на устьевом штоке, кН.

Длина устьевого штока, м.

Число качаний балансира, мин.

Мощность электро-двигателя, кВт.

Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент).

Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива).

Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис.4).

Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока — 7 ) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

  • 1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун;
  • 5 -кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 -ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 -проти-вовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д. ), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.

Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и электродвигатели АО2 и их модификации АОП2.

Частота вращения электродвигателей 1500 и 500 мин -1.

В настоящее время российскими заводами освоены и выпускаются новые модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицированный ряд из 13 вариантов грузоподъемностью от 3 до 12 т.), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-114.00.000 (гидрофицированный).

Станки-качалки для временной добычи могут быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.

На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки погружных электронасосов УЭЦН .

Погружные насосы — это малогабаритные (по диаметру) центробежные, секционные, многоступенчатые насосы с приводом от электродвигателя. Обеспечивают подачу 10ч1300 м3/сут и более напором 450ч2000 м вод.ст. (до 3000 м).

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата, УЭЦН делят на три условные группы: 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 93, 103, 114 мм, предназначенные для эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 114,3 мм.

Пример условного обозначения — УЭЦНМК5−50−1200, где У _ установка; Э _ привод от погружного электродвигателя; Ц _ центробежный; Н — насос; М _ модульный; К — коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 50 _ подача, м3/сут; 1200 — напор, м.

1 — оборудование устья скважин; 2 — пункт подключательный выносной; 3 — трансформаторная комплексная подстанция; 4 — клапан спускной; 5 — клапан обратный; 6 — модуль-головка; 7 — кабель; 8 — модуль-секция; 9 — модуль насосный газосепаратор; 10 — модуль исходный; 11 — протектор; 12 — электродвигатель; 13 _ система термоманометрическая Электродвигатели в установках применяются асинхронные, 3 фазные с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения ПЭД40−103 — обозначает: погружной электродвигатель, мощностью 40 кВт, диаметром 103 мм. Двигатель заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим для охлаждения и смазки.

Для погружных электродвигателей напряжение составляет 380−2300 В, сила номинального тока 24,5ч86 А при частоте 50 Гц, частота вращения ротора 3000 мин -1, температура окружающей среды +50ч900С.

Модуль-секция насос — центробежный многоступенчатый, секционный. Число ступеней в насосном агрегате может составлять от 220 до 400.

При откачивании пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (до 55%) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется газосепаратор, который отводит в затрубное пространство часть газа из пластовой жидкости и улучшает работу насоса.

Таблица 3.

Минималь-ный (внутр.) диаметр эксплуатационной колонны.

Попереч-ный габарит установки, мм.

Мощность двигателя, кВт.

Погружной насос, электродвигатель, гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса двигателя и гидрозащита имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости и смазки сальника насоса и состоит из протектора и компенсатора.

Кабель с поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КГБК), а в пределах погружного агрегата — плоский типа (КПБП).

Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока и др.).

Станции управления (ШГС-5804 для двигателей с мощностью IV до 100 кВт, КУПНА-79 для двигателей с N больше 100 кВт).

Они имеют ручное и автоматическое управление, дистанционное управление с диспетчерского пункта, работают по программе.

Имеется отсекатель манифольдного типа РОМ-1, который перекрывает выкидную линию при повышении или резком снижении давления (вследствие прорыва трубопровода).

Трансформаторы регулируют напряжение питания с учетом потерь в кабеле (25 125 В на 1000 м).

Погружные винтовые и гидропоршневые насосы . Это новые виды погружных насосов.

Винтовой насос — это тоже погружной насос с приводом от электродвигателя, но жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Особенно эффективны насосы этого типа при извлечении из скважин нефтей с повышенной вязкостью.

Применяются насосы с приводом на устье скважин, производительность которых до 185 м3/сут; напор до 1830 м.

Гидропоршневой насос — это погружной насос, приводимый в действие потоком жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При этом в скважину опускают два ряда концентрических труб диаметром 63 и 102 мм. Насос опускают в скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и давлением жидкости прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень насоса откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее по межтрубному пространству на поверхность.

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водоносных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

Производительность насоса зависит также от пригонки плунжера к цилиндру, износа деталей насоса, деформации насосных штанг и труб, негерметичности труб.

Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Основной метод борьбы — уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При поступлении жидкости в насос газ частично сепарируется в затрубное пространство. Сепарацию газа характеризуют коэффициентом сепарации, который представляет собой отношение объема свободного газа, уходящего в затрубное пространство, ко всему объему свободного газа при термодинамических условиях у приема насоса.

Сепарацию (отделение) газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливаются при приеме насоса. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, их сочетания.

системой разработки

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки

При выделении объектов следует учитывать:

  • 1. геолого-физические свойства пород-коллекторов;
  • 2. физико-химические свойства нефти, воды и газа;
  • 3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов;
  • 4. технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки

Примеры похожих учебных работ

Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском месторождениях

. составлен отчёт. 1. ЦДНГ-4. Ярино-Каменноложское месторождение Мы посетили Ярино-Каменноложское месторождение (пос. Палазна). Отсюда в . дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под . Полазна), Уньвинское и .

Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами

. 3 и трубы. Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШГН и улучшающие его .

Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. .

. разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости . кото­рых все стволы выстреливают одновременно — залпом. Такие перфораторы . 3. Перфораторы селективного, или раздельного, выборочного дей­ствия, дающие .

Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин в условиях Конитлорского месторождения

. компанией основной фонд скважин, которого представлен УЭЦН. Основными осложнениями при работе скважин, приводящим к уменьшению МРП является АСПО. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, .

Механизированная добыча нефти и газа

. используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Предпочтительным методом . нефть на поверхность. Начиная с этого момента требуется механизированная добыча. Механизированная добыча Механизированная добыча (механизированный .

Читайте также: