Установка скважинного штангового насоса (УСШН)

Недавно прочитал сообщение, что мэр Москвы Сергей Собянин открыл Музей нефти на Сретенском бульваре. «В Москве нет нефтяных вышек, нефтяных месторождений, но у нас есть огромные отряды людей,…

Фонтанный способ добычи нефти

Данный способ применяется при высоком пластовом давлении. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам (НКТ) за счет энергии пласта. Фонтанирование может происходить за счёт гидростатического напора (очень редко) или за счет энергии расширяющегося газа (в большинстве случаев, поскольку находящийся вместе с нефтью в пласте газ играет главную роль в фонтанировании скважины).

К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем, что не требует применения дорогостоящего нефтедобывающего оборудования, позволяя тем самым сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании.

Оборудование любой скважины, включая фонтанную, должно обеспечивать добычу продукции в заданном режиме и безопасное проведение всех необходимых технологических операций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (наземное).

Для фонтанного способа добычи нефти требуется технологически простое наземное и подземное оборудование.

Из подземного оборудования в скважину спускают НКТ с воронкой на конце для удобства спуска-подъёма исследовательских приборов. Колонна НКТ состоит из стальных бесшовных труб длиной 5 – 10 м, соединённых между собой резьбовыми муфтами. Диаметр НКТ варьируется от 27 мм до 114 мм, толщина стенки от 3 мм до 7 мм. НКТ – основной рабочий инструмент при эксплуатации скважин. Эксплуатационная обсадная колонна, как правило, спускается в скважину, цементируется от забоя до устья, и больше не поднимается на поверхность, поэтому все подземные операции выполняются с помощью НКТ: подъём скважинной жидкости на поверхность, ремонтные и промывочные работы и т.д.

Конструкция скважины

image

В качестве наземного оборудования на устье скважины устанавливается фонтанная арматура (ФА). ФА предназначена для подвески колонны НКТ, герметизации межтрубного (затрубного) пространства, для эксплуатации, регулирования режима работы и ремонта скважины, а также для направления продукции скважины в выкидную линию (т.е. трубу по которой нефть поступает из скважины к замерной установке).

Фонтанная арматура

image

Обслуживают скважины операторы добычи нефти и газа

image

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи.

Конструктивные особенности и принцип действия

Основными элементами конструкции насоса штангового, который размещается в скважине на особой колонне, состоящей из подъемных труб, являются:

  • цилиндрический корпус, во внутренней части которого устанавливается пустотелый поршень (вытеснитель), называемый плунжером;
  • нагнетательный клапан, устанавливаемый в верхней части вытеснителя;
  • всасывающий клапан шарового типа, который размещается в нижней части неподвижного цилиндрического корпуса;
  • насосные штанги, соединенные с особым механизмом (качалкой) и плунжером и сообщающие последнему возвратно-поступательное движение (сама качалка, приводящая в действие скважинный штанговый насос (СШН), монтируется вне скважины – на поверхности земли).
Устройство штангового глубинного насоса

Устройство штангового глубинного насоса

Принцип работы глубинных штанговых насосов достаточно прост.

  1. При перемещении плунжера вверх в нижней части камеры насоса создается разрежение давления, что способствует всасыванию перекачиваемой жидкой среды через входной клапан.
  2. Когда плунжер начинает движение вниз, всасывающий клапан закрывается под действием давления перекачиваемой жидкой среды, и она через полый канал поршня и нагнетательный клапан начинает поступать в подъемные трубы.
  3. В ходе безостановочной работы штангового глубинного насоса перекачиваемая им жидкая среда начинает заполнять внутренний объем подъемных труб и в итоге направляется на поверхность.
Принцип действия ШГН

Принцип действия ШГН

Штанговый глубинный насос (ШГН)

Штанговые глубинные насосы (ШГН), работающие от наземного привода, являются самым распространённым в мире видом механизированной добычи нефти. Являясь исполнительным элементом скважиной насосной установки, ШГН приводятся в движение от наземного привода колонной насосных штанг и имеют широкий диапазон напора и подачи. Изготавливаются эти насосы в соответствии с ГОСТ 31835-2012 и API 11-AX, имеют вставное и трубное (невставное) исполнение, а также специальные исполнения для различных условий эксплуатации.

Привод ШГН

Как читать маркировку

Для того чтобы определить, к какой категории относится глубинный штанговый насос, а также узнать, какими характеристиками обладает такое устройство, достаточно расшифровать его маркировку. Такая маркировка, расшифровка которой не представляет больших сложностей, выглядит следующим образом:

XХХ Х – ХX – ХХ – ХX – Х

Буквы и цифры, присутствующие в такой маркировке, последовательно обозначают следующие параметры:

  • тип штангового насоса, который, как уже говорилось выше, может относиться к одной из следующих категорий: HB1, НВ2, НН, HH1, НН2;
  • тип конструктивного исполнения цилиндра и конструктивные особенности устройства в целом;
  • условный диаметр плунжера, измеряемый в мм (современные модели штанговых глубинных насосов по данному параметру могут относиться к устройствам следующих категорий: 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102 мм);
  • максимальный ход, который может совершать плунжер (для того чтобы узнать, на какое расстояние в мм перемещается плунжер, значение в маркировке необходимо разделить на сто);
  • напор в м вод. ст., который способен обеспечить представленный глубинный насос (это значение в маркировке также необходимо разделить на сто);
  • группа посадки (по степени увеличения расстояния, имеющегося между плунжером и внутренними стенками цилиндра, рассматриваемые устройства могут соответствовать одной из следующих групп посадки: 0, 1, 2, 3).
Группы посадок насоса в зависимости от величины зазора между цилиндром и плунжером

Группы посадок насоса в зависимости от величины зазора между цилиндром и плунжером

Предсказуемые сложности

Средняя глубина нефтяных скважин составляет около 3000 м. Естественно, их эксплуатация не может проходить идеально даже при полном соблюдении всех технологических правил и мер безопасности. Проблемы в процессе добычи могут возникать самые разнообразные: нарушения в обсадной колонне, прихваты насосно-компрессорных труб и другого подземного оборудования, падение погружного оборудования на забой, заколонные перетоки жидкости и водопритоки в добывающую скважину, образование на забое песчаных пробок. Также работа скважин нередко осложняется образованием стойкой эмульсии, отложением парафина на внутренней поверхности подъемных труб и на клапанах насосов, коррозией погружного оборудования. В случаях, когда месторождение находится на поздней стадии добычи и в извлекаемой жидкости содержится значительное количество минерализованной пластовой воды, серьезную проблему для скважины представляют отложения солей, способные за короткое время вывести ее из строя. Соли кальция, магния и других металлов могут осаждаться и закупоривать перфорационные каналы, эксплуатационные колонны, клапаны, насосы. Для борьбы с отложениями в скважину подают химические реагенты, которые можно условно разделить на две группы: реагенты для удаления отложений и реагенты (ингибиторы) для предотвращения их образования.

Количество скважин, пробуренных на одном месторождении или на одном лицензионном участке, может достигать нескольких десятков и даже сотен. Чтобы отслеживать их работоспособность, рассчитывают коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин — отношение времени фактической работы скважин за определенный период к его общей продолжительности. Этот коэффициент всегда меньше 1 и в среднем по нефте и газодобывающим предприятиям составляет 0,94–0,98. На практике это означает, что простой в связи с ремонтными работами в скважинах занимает от 2 до 6% общего времени их эксплуатации.

Области применения способов механизированной добычи

18_1-small.png

18_1.png

Принцип действия и маркировка штанговой насосной установки

Штанговая скважинная насосная установка 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.

Принцип работы шгн - фото 68 Рис. 1. Штанговая скважинная насосная установка:

1 — фундамент; 2 — рама; 3 — электродвигатель; 4 — цилиндр; 5 — кривошип; б — 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.

В скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень (плунжер), который устанавливают в цилиндр насоса. Плунжер имеет один или два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными. Верхний конец штанг крепится к головке балансира станка-качалки. Для направления жидкости из НКТ в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник, через который пропускают сальниковый шток.

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.

При ходе плунжера вверх 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 подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

Приводы ПО «Уралтрансмаш»

Условное обозначение приводов на примере ПШГНТ4-1,5-1400:

ПШГН – привод штанговых глубинных насосов;

Т – редуктор установлен на тумбе;

4 – максимальная нагрузка на устьевом штоке 4 тонны;

1,5 – наибольшая длина хода устьевого штока 1,5 м;

1400 – наибольший допустимый крутящий момент на ведомом валу редуктора;

Устьевое оборудование ШГН

Устьевое оборудование — обвязка устья скважины — предназначено для герметизации и распределения потоков продукции и закачиваемых агентов, а также для подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Для различных способов эксплуатации компания ЭЛКАМ предлагает различные типы устьевой арматуры, в том числе для одновременно-раздельной добычи (ОРД) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ).

Дополнительное оборудование для ШГН

Достоинства и недостатки

У глубинных штанговых насосов есть целый ряд преимуществ перед другими насосными устройствами:

  1. высокое значение коэффициента полезного действия;
  2. возможность выполнения техобслуживания и ремонта в полевых условиях;
  3. применение двигателей различного типа;
  4. возможность использования для обслуживания пескопроявляющих скважин, а также для перекачивания нефти, в которой есть газовая составляющая и большое количество нефтяного воска.

Как и у любых других технических устройств, есть у штанговых насосов и минусы:

  1. ограничения по глубине скважин, для обслуживания которых они могут быть использованы (риск обрыва штанг тем выше, чем глубже скважина, в которую опускается насос);
  2. невысокое значение подачи, которую обеспечивают данные насосы;
  3. невозможность применения для обслуживания скважин, характеризующихся значительным наклоном и искривлениями шахты;
  4. невозможность откачивания при помощи таких глубинных насосов жидкой среды из скважин горизонтального типа.

И в заключение небольшое видео об устройстве и эксплуатации штанговых глубинных насосов.

Источники:

  • Студопедия
  • www.HYDRO-PNEVMO.ru
  • studopedia.su
  • engineering-ru.livejournal.com
  • megaobuchalka.ru
  • Единый Стандарт
  • cyberpedia.su
  • Bobrodobro
  • stud.wiki
  • Пикабу!
  • WEBKURSOVIK.RU
Понравилась статья? Расскажите друзьям: Оцените статью, для нас это очень важно:

Проголосовавших: 2 чел.
Средний рейтинг: 4 из 5.

Достоинства и недостатки цепного привода

Модель ПЦ-80х6,1 в нашей стране производится предприятием АО «Ижнефтемаш». Отечественное оборудование создано на основе разработки американского предприятия Weatherford под названием Rotaflex. Конструкция привода оборудована рамой, которая размещена на отдельном основании. В процессе сборки оборудования на раму производится установка следующих деталей:

  • электрического двигателя;
  • редуктора;
  • ременной передачи;
  • ведущей и ведомой звездочек;
  • каретки с противовесом;
  • колонны штанг.

Штанговые глубинные насосы (ШГН): конструкция, принцип работы, разновидностиДля соединения элементов используются гибкие звенья непрерывного типа. В нефтедобывающей отрасли широко применяются не только балансирные приводы, которые считаются традиционными, но и безбалансирные, т. е. цепные. Преимущества, которые имеет привод цепной скважинного штангового насоса, могут быть следующими:

  • Размеры безбалансирных приводов и их масса в меньшей степени зависят от длины хода, чем параметры этих элементов станка-качалки балансирного типа.
  • Скорость движения штанг привода цепного меньше по части хода, чем параметр скорости подъема колонны за цикл у станков-качалок балансирного типа в 1,6-1,7 раза.
  • Производительность оборудования увеличивается, а расходы энергии на подъем скважинного продукта сокращаются.
  • Коэффициент использования мощности (КИМ) повышается, поскольку нагрузка электрического двигателя на привод штангового скважинного насоса равномерная.

Нагрузка различных типов, приходящаяся на штанги, снижается в условиях спокойного режима откачки скважинной жидкости на длинном ходу. Перечисленные достоинства позволяют привести в соответствие следующие виды показателей, характеризующих работу оборудования:

  • откачка состава, имеющего высокую степень вязкости;
  • количество аварийных ситуаций, произошедших со штангами;
  • износ труб, включая штанги;
  • коэффициент наполнения скважинного насоса;
  • длительность срока эксплуатации устьевого сальника и его производительность.

При всей надежности устройства балансирный привод отличается следующими недостатками:

  • Короткий срок использования редуктора.
  • Разрушение деталей, входящих в состав преобразующего механизма.
  • Усложненная перестановка пальцев шатунов.
  • Высокий уровень трудоемкости движения грузов при достижении их равновесия.
  • Неуравновешенность масс.
  • Важность обустройства фундамента под установку, обладающего высокой стоимостью.

Модификация насосов российского производства отличается присоединительными параметрами.

Рейтинг
( 1 оценка, среднее 5 из 5 )
Загрузка ...
Лазерные станки