Эксплуатация скважин с применением штанговых скважинных насосных установок
Применение штанговых скважинных насосных установок для откачивания из нефтяных скважин жидкости. Экономические возможности установок. Технологические и технические решения при добыче нефти в осложненных условиях. Правила безопасности при эксплуатации.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 17.11.2015 |
| Размер файла | 168,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
на тему: Эксплуатация скважин с применением штанговых скважинных насосных установок
по дисциплине «Основы нефтегазопромыслового дела»
1. Область применения штанговых скважинных насосных установок (УШСН).
2. Новые технологические и технические решения при добыче нефти в осложненных условиях с применением ШСНУ.
3. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
штанговый нефтяной скважина
Историю нефтедобывающей промышленности России и СССР условно можно разделить на следующие этапы. Первый этап — с 1863 по 1920-е годы В этот период добыча нефти в России связана, в основном, с полуостровом Апшерон и Северным Кавказом, хотя бурение на нефть ведется и в других регионах России. Этап характеризуется неравномерным развитием. Преобладает ударное бурение; добыча, в основном, желонкой. Но уже в этот период появляются работы, заложившие фундамент современного состояния отрасли. Революционным шагом явилась и замена паровой машины электро- двигателем. Второй этап — с 1921 по 1950-е годы Данный этап истории развития отечественной нефтяной промышленности является плановым. В этот период совершенствуется бурение скважин, а также создается новая техника для эксплуатации. Этап характеризуется организацией высших учебных заведений нефтегазового профиля, а также созданием сети научно-исследовательских и проектных институтов, что дало мощный толчок развитию нефтегазовой отрасли. Существенное влияние на освоение новых нефтяных регионов, в частности, Урало-Поволжья, оказал XVII съезд партии, который принял программу развития этого важнейшего для страны нефтяного района. Ударное бурение заменяется роторным, а затем и турбинным. Разрабатываются новые способы породоразрушения: электробур, взрывное бурение. Освоено производство штанговых глубинных насосов, другого оборудования для добычи нефти. Третий этап — с 1951 по 1990-е годы Характеризуется мощным развитием нефтегазового комплекса страны, в результате чего СССР восстанавливает позицию крупнейшей в мире нефтедобывающей державы. В целом, этап характеризуется автоматизацией и диспетчеризацией объектов добычи и подготовки нефти, широким промышленным использованием последних достижений нефтяной науки в виде различных систем искусственного регулирования процесса выработки запасов, таких, как: поддержание пластового давления заводнением; различные технологии увеличения нефтеотдачи пластов, связанные как с воздействием в целом на залежь, так и на призабойные зоны скважин. Широко применяются современные технологии, материалы и оборудование на всех стадиях поисков, разведки и разработки месторождений. Современная вычислительная техника расширила возможности поиска рациональных решений сложнейших задач нефтегазового комплекса. В этот период освоен мощный нефтегазовый регион страны — Западная Сибирь. Четвертый этап — с 1991 года по настоящее время Объективно этап характеризуется акционированием в значительной степени нефтяного комплекса страны, падением годовой добычи нефти, значительным фондом простаивающих эксплуатационных скважин, коммерциализацией научных учреждений нефтяного комплекса и существенным снижением доли фундаментальных научных исследований вследствие практически полного прекращения их финансирования.
1. Область применения штанговых скважинных насосных установок (УШСН).
Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются УШСН. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200 ч 3400 м. ШСНУ включает: 1.?Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. 2.?Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность УШСН состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны. Штанговые скважинные насосы ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99?%, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5?%, свободного газа на приеме до 25?%, объемным содержанием сероводорода до 0,1?%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 °С. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 9.2, 9.3). 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 ч 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.
Простое в конструктивном отношении устройство, разработанное и освоенное в начале 20-х годов, стало самым распространенным способом добычи нефти как у нас, так и за рубежом. Оборудование для эксплуатации скважин этим способом включает (рис. 1): штанговый глубинный насос 19, систему насосно-компрессорных труб 17 и штанг 18, на которых насос подвешивается в скважине, приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка-качалки и электродвигателя 3, устьевое оборудование скважины 15, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья, приспособления 13 и 14 для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки.
В скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса 24, в нижней части которого установлен приемный клапан 27, открывающийся только вверх. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень 25, называемый плунжером, который устанавливают в цилиндр насоса.
Плунжер имеет один или два клапана, открывающиеся только вверх, называемые выкидными 26 или нагнетательными. Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балансира станка-качалки. Для направления жидкости из НКТ в выкидную линию и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник 21, через который пропускается сальниковый шток 14.
Рис. 1. Штанговая глубинно-насосная установка:
I — устьевое оборудование; II — подвеска труб и штанг; III — глубинный насос; IV — газовый или песочный якорь; 1 — фундамент; 2 — рама; 3 — электродвигатель; 4 — редуктор; 5 — кривошип; 6 — груз; 7 — шатун; 8 — груз балансира; 9 — стойка; 10 — балансир; 10 — механизм фиксации головки балансира; 12 — головка балансира; 13 — канатная подвеска; 14 — сальниковый шток; 15 — оборудование устья скважины; 16 — обсадная колонна; 17 — насосно-компрессорные трубы; 18 — колонна штанг; 19 — глубинный насос; 20 — газовый якорь; 21 — сальник устьевой; 22 — муфта трубная; 23 — муфта штанговая; 24 — цилиндр насоса; 25 — плунжер насоса; 26 — нагнетательный (выкидной) клапан; 27 — всасывающий (приемный) клапан
Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора 4, кривошипно-шатунного механизма и балансира 10, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного насоса.
Различные по принципу действия и конструкции глубиннонасосные установки получили широкое распространение не только для добычи нефти, но и для эксплуатации водяных, гидротермальных и других скважин. Многообразие глубиннонасосных установок требует их классификации.
Можно выделить следующие основные признаки классификации глубиннонасосных установок:
Источник
Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами.
Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости из скважин на поверхность.
На долю штангового насосного способа эксплуатации в нашей стране приходится около 70 % действующего фонда скважин, которые обеспечивают до 30 % общего объема добычи нефти.
 |
В зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и коэффициента продуктивности скважин подача штанговых насосных установок изменяется от нескольких десятков килограммов до 200 т и более в сутки. На отдельных скважинах глубина подвески насоса достигает 3000 м.
Рисунок – 10.7.1. – Схема штанговой насосной установки:
а — общая схема: 1 — скважинный насос; 2 — насосно-компрессорные трубы; 3 — штанги; 4 – тройник; 5 —сальник; 6 — планшайба; 7 — полированный шток; 8 — траверсы; 9 — подвеска; 10 — головка балансира; 11 —балансир; 12 — oпоpa; 13 — кривошип; 14 — шатун; 15 — редуктор; 16 — электродвигатель; 17 — рама; 18 — бетонное основание; 19 – анкерные болты; 20 — роторный противовес; 21 — балансирный противовес.
б — схема скважинного насоса: 1 —всасывающий клапан; 2 — цилиндр насоса; 3 — штанги; 4 — нагнетательный клапан; 5 — захватный шток; 6 — плунжер.
Штанговая насосная установка (рис. 10.7.1. а) состоит из скважинного насоса, который спускается в скважину под динамический уровень жидкости на насосно-компрессорных трубах диаметром 38—102 мм и штангах диаметром 16—25 мм, индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят тройник с сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.
Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг 3.
При ходе плунжера вверх (рис. 10.7.1. б) под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.
Штанговые насосы по конструкции и способу установки подразделяют на невставные и вставные.
Невставные насосы отличаются тем, что основные их узлы в скважину спускают раздельно: цилиндр — на насосно-компрессорных трубах, а плунжер и всасывающий клапан — на штангах. Поднимают невставной насос также раздельно: сначала на штангах поднимают плунжер со всасывающим клапаном, затем на насосно-компрессорных трубах — цилиндр.
Вставные насосы спускаются в скважину сразу в собранном виде на штангах.
Колонна насосных штанг служит для соединения плунжера штангового насоса с приводом насосной установки и сообщает плунжеру возвратно-поступательное движение. Колонну насосных штанг собирают из отдельных штанг длиной 8 м диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм, которые соединяют между собой муфтами Для регулирования положения плунжера относительно цилиндра насоса используют короткие штанги —«метровки» длиной 1000—3000 мм.
Первая штанга, которая соединяется с канатной подвеской станка-качалки, называется полированным (сальниковым) штоком. Полированные штоки изготавливают длиной 2600, 4600 и 5600 мм без головок, но со стандартной резьбой на концах. В зависимости от нагрузки применяют полированные штоки диаметрами 30 и 35 мм.
Штанги работают в сложных условиях и выдерживают знакопеременную нагрузку, что приводит к усталости металла. На штанги передаются нагрузки от давления столба жидкости, воспринимаемые плунжером при ходе вверх, силы тяжести самих штанг, а также нагрузки от продольных колебаний колонны штанг. При эксплуатации обводненных скважин штанги испытывают коррозионную усталость и их прочность снижается.
Для подвески насосных труб, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для обеспечения отбора газа из межтрубного пространства на устье скважины устанавливают специальное устьевое оборудование, которое состоит из планшайбы 2 и тройника 5(рис. 10.7.2). Планшайбу с подвешенными на ней трубами 3 устанавливают на колонный фланец 1. В планшайбе просверлено отверстие для отводагаза из межтрубного пространства и для замера жидкости в скважине эхолотом. 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 крышкой 8 и пружиной.
Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационные установки.
Рисунок – 10.7.2. –Оборудование устья при насосной эксплуатации скважин.
Конструкция самоуплотняющегося устьевого сальника позволяет поднимать на поверхность плунжер или вставной насос без разъединения линии и снятия тройника. Для предохранения резьбы тройника при спуско-подъемных операциях в него ввинчивают специальный фланец, который в то же время является опорой для штангового элеватора.
Сальниковый шток подвешивают к головке балансира с помощью канатной подвески ПКН (подвеска канатная нормального ряда). На рис. 10.7.3. показана канатная подвеска ПКН со штанговращателем.
Рисунок – 10.7.3. – Канатная подвеска типа ПКН со штанговращателем.
Сальниковый шток 6 подвешивается в клиновом захвате верхней траверсы 1, а концы стального каната 9, перекинутого через ролик и закрепленного на головке балансира станка-качалки,— в зажимных плашках нижней траверсы 15. Нагрузка, создаваемая штангами и столбом жидкости над плунжером насоса и воспринимаемая верхней траверсой, передается на нижнюю траверсу через опорные втулки 16. Винты 12 имеют вспомогательное значение и служат для увеличения зазора между траверсами в тех случаях, когда необходимо установить специальный прибор-динамограф, применяемый для измерения нагрузок, возникающих на головке балансира при работе насосной установки. Клиновой захват состоит из втулки 3 с внутренней конической расточкой и червячной шестерней, плашек 4 с конической наружной поверхностью и нажимной гайки 5. Заделку каната в нижнюю траверсу проводят с помощью втулок 16 и клиновых плашек, которые расклиниваются нажимной гайкой 17, концы каната заливаются свинцом. Нижний торец шестерни опирается на шариковый подшипник 2, установленный в углублении траверсы 1 канатной подвески. Шестерни входят в зацепление с червячным валиком 7, закрепленным на этой же траверсе при помощи двух кронштейнов 8 с подшипником скольжения. На конец валика надет рычаг 11, и между его щеками устанавливается храповое колесо 10. На конце рычага имеется отверстие 14 для тросика. В конце хода сальникового штока вниз рычаг поднимается при помощи тросика, прикрепленного к стойке станка-качалки или к вышке, и собачка 13, упираясь в зуб храпового колеса, посредством червячной передачи вращает колонну штанг на 45—60°.
При ходе сальникового штока вверх храповое колесо вследствие самоторможения червячной передачи остается неподвижным, а рычаг под действием силы тяжести опускается до упора в ограничитель. В этот момент собачка, пропустив один или два зуба храпового колеса, вновь становится в исходное положение.
Если при добыче нефти не наблюдается отложения парафина, канатная подвеска применяется без штанговращателя.
Основными приводными механизмами штанговых насосов являются станки-качалки типа СКН или СК, которые устанавливают около устья скважины.
Станки-качалки различаются габаритами, грузоподъемностью и основными параметрами работы насосной установки — длиной хода сальникового штока и числом качаний балансира в минуту. Обозначения станков-качалок расшифровываются следующим образом: СКН — станок-качалка нормального ряда; первая цифра — грузоподъемность, т; цифры после дефиса — максимальная длина хода, дм и максимальное число качаний балансира в минуту.
Станками-качалками типа СКН (рис. 10.7.1) в настоящее время оборудованы около 65 % всех скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами.
Станок-качалка монтируется на стальной раме. Вращательное движение электродвигателя при помощи клиноременной передачи и редуктора с шестеренчатой передачей передается кривошипно-шатунному механизму. При вращении кривошипа посредством шатуна 14 приводится в колебательное движение балансир, качающийся на опоре. Головка балансира, к которой подсоединены штанги посредством канатной подвески, сообщает возвратно-поступательное движение плунжеру насоса. Уравновешивание станка-качалки во время работы осуществляется с помощью роторного противовеса и балансирного противовеса.
Начиная с 1966 г., в нашей стране изготавливают станки-качалки типа СК с балансирным и комбинированным уравновешиванием, отличающиеся от СКН соотношением плеч балансира, что позволяет увеличить длину хода точки подвеса штангдо 6 м без существенных изменений узлов и деталей установки.
Во всех станках-качалках предусмотрена возможность изменения длины хода сальникового штока в соответствии с заданными параметрами работы штанговых насосов. С этой целью на кривошипах Делают дополнительные отверстия для крепления шатуна. Число качаний балансира изменяют или подбором двигателя с соответствующей характеристикой, или, что делается чаще, изменением диаметра шкива на валу электродвигателя.
Источник
37. Эксплуатация скважин с помощью ШСНУ. Преимущества и недостатки. Наземная часть ШСНУ. Схема и принцип работы.
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.
В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30. 40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000. 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.
В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.
Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:
- простота ее конструкции;
- простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
- удобство регулировки;
- возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;
- малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой
- высокий КПД;
- возможность эксплуатации скважин малых диаметров.
К минусам штангового оборудования можно отнести следующие свойства:
- Невысокая подача.
- Ограничение по спуску оборудования.
- Ограничение по углу уклона ствола скважины.
- Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.
- Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные
штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность УШСН состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг
Схема установки штангового скважинного насоса Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно- компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, 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.
Штанговые скважинные насосы
ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПас, содержанием твердых механических примесей до 0,5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 .
По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 9.2, рис. 9.3). 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 противопесочным клапанами
Насосы скважинные вставные: 1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок 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.
Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах (рис. 9.3). НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Невставные скважинные насосы: 1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель
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. 9.4). 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 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.
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.
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
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 .
У Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.
Штанговая скважинная насосная установка: 1 — фундамент; 2 — рама; 3 — электродвигатель; 4 — цилиндр; 5 — кривошип; 6 — груз; 7 — шатун; 8 — груз; 9 — стойка; 10 — балансир; 11 — механизм фиксации головки балансира; 12 — головка балансира; 13 — канатная подвеска; 14 — полированная штанга; 15 — оборудование устья скважины; 16 — обсадная колонна; 17 — насосно-компрессорные трубы; 18 — колонна штанг; 19 — глубинный насос; 20 — газовый якорь; 21 — уплотнение полированной штанги; 22 — муфта трубная; 23 — муфта штанговая; 24 — цилиндр глубинного насоса; 25 — плунжер насоса; 26 — нагнетательный клапан; 27 — всасывающий клапан
Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.
Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8. 10 м, диаметр 16. 25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.
Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8. 12 м, диаметром 38. 100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкостъ направляется в промысловую сеть.
Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 — в нижней части цилиндра.
Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.
При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх — происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.
Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.
Источник
Эксплуатация скважин штанговыми насосами
Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 3.2.1) 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).
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, маслонаполненный, 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 .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.
1-всасывающий клапан, 2- нагнетательный клапан, 3- насосные штанги, 4- тройник и устьевая обвязка, 5- устьевой сальник, 6- балансир, 7- кривошип, 8- шатун, 9- электродвигатель
Рисунок 3.2.1. Общая схема штанговой насосной установки
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 (1-1,5м) 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.
Источник