Подбор оборудования шсну для условий месторождения избербаш

Зажимы для каната и сальникового штока различаются между собой размерами деталей и формой плашек. Втулки клиновых зажимов наглухо приварены к траверсам, причем втулки канатных зажимов одновременно являются и опорами верхней траверсы.

При заделке  каната в подвеску его концы вводят сначала в отверстия верхней траверсы, а затем во втулки нижней траверсы. После этого вокруг каната равномерно укладывают плашки, стянутые кольцевой пружиной, и вместе с ними канат втягивают обратно во втулку таким образом, чтобы его концы немного выступали наружу. Закрепляется канат нажимной гайкой, которая расклинивает плашки между канатом и стенками втулки. Для большей надежности крепления концы каната заливают свинцом.

Канатные подвески выпускаются  на нагрузку 30, 50 и 100 кН  (3, 5 и 10 т)  под шифром ПКН  (подвеска канатная  нормального ряда).

Верхнюю часть  канатной подвески надевают на блочек балансира станка-качалки, а траверсу соединяют с сальниковым штоком путем захвата его плашками.

2.3.5 Станки - качалки

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса и колонны насосных штанг осуществляется в большинстве случаев при помощи специального механизма — станка-качалки балансирного типа, установленного около устья скважины. У этих станков-качалок колонна штанг подвешивается к балансиру, который приводится в движение кривошипно-шатунным механизмом от двигателя, установленного на раме станка.

На предприятиях по добыче нефти работают редукторные станки-качалки конструкции Азинмаша. Конструктивные особенности этих станков-качалок следующие:

1. Все станки  имеют закрытые двухступенчатые  редукторы. Передаточные цилиндрические шестерни редуктора стальные, имеют шевронные фрезерованные зубья, работающие в масляной  ванне. Опоры валов редуктора почти во всех станках выполнены на подшипниках качения.

2. Редукторы снабжены  двухколодочными тормозами для  возможности остановки балансира в любом положении после выключения двигателя.

3. Передача движения  от двигателя к редуктору осуществляется клиновидными ремнями. Они водонепроницаемы, могут работать без защиты от атмосферных осадков, безопасны в пожарном отношении.

4. Балансиры имеют  повертывающуюся на 180° вокруг  вертикальной оси головку, что обеспечивает свободное прохождение талевой системы при ремонтах скважин и безопасность ведения работ.

5. На всех станках применена канатная подвеска, что облегчает регулирование штока при посадке плунжера в цилиндре насоса.

Для скважин различной  глубины и производительности выпускаются станки-качалки различных типов. До последнего времени станки-качалки выпускались в соответствии с государственным стандартом (ГОСТ 5866—56) пяти типов: СКН2-615, СКНЗ-1515, СКН5-3015, СКН10-3315, СКН10-3012. 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 означают 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. Cхема станка-качалки нормального ряда СКН5-3015 приведена на рисунке 2.13.

2.3.6 Двигатели  для привода станков-качалок

Для привода станков-качалок  можно применять электромоторы и   газомоторы.   На   предприятиях   НГДУ   газомоторы  применения не   нашли.    Электромоторы   применяют   переменного   трехфазного тока,   асинхронные,  чаще всего с коротко замкнутым ротором,  серий АО и АОП. Электродвигатели серии АО имеют закрытое исполнение и снабжены вентилятором для охлаждения корпуса, а электродвигатели серии АОП, 

 

 

 

1 - головка балансира; 2 - стопорное устройство головки; 3 - опорный подшипник балансира;   4 - балансир;   5 - противовесы;   6 - сферический подшипник   подвески   траверсы; 7 - шатун; 8 - противовес кривошипа;  9- кривошип; 10 - редуктор; 11 - электродвигатель;  12 - ручка тормоза;  13 -рама; 14 - стойка балансира.

Рисунок 2.13 -  Станок-качалка СКН5-3015

кроме того,  обладают повышенным пусковым моментом,   и  поэтому их использование на  станках-качалках дает   определенные   преимущества   при   эксплуатации.

Число оборотов вала электродвигателя может быть 730, 960 и 1450 в минуту, напряжение 380 В, иногда 220 В.

Мощность  электродвигателя для станков-качалок  может быть, от 0,5 до 50 кВт и выбирается в зависимости от нагрузки и режима работы станка-качалки по специальным таблицам, имеющимся на предприятиях по добыче нефти.

Все электродвигатели снабжены масляными выключателями для  предохранения от искрообразования в контактах, а также приспособлением, автоматически включающим электродвигатель, для чего устанавливают индивидуальные или групповые самозапускающиеся приспособления.

Из индивидуальных устройств устанавливают блоки  управления, предназначенные для ручного управления, самозапуска и защиты электродвигателя от перегрузки и токов короткого замыкания. В этих устройствах предусматривается автоматическое отключение электродвигателя магнитным пускателем при исчезновении напряжения в сети и автоматическое включение его с некоторой издержкой при помощи реле времени. Для автоматической защиты электродвигателя при обрывах насосных штанг или сальникового штока и локализации аварии с наземным оборудованием на балансире станка-качалки устанавливают взрывобезопасный инерционный магнитный выключатель ИМВ-2.

         2.4 Другие виды насосов, используемых при эксплуатации                             нефтяных скважин

        К   бесштанговым   насосам   также  относятся   винтовые,   гидропоршневые, вибрационные, диафрагменные, струйные.

2.4.1 Гидропоршневые насосные установки

       Гидропоршневые насосные установки состоят из поршневого гидравлического двигателя, устанавливаемого в нижней части труб, силового насоса, расположенного на поверхности, емкости для отстоя жидкости и сепаратора для ее очистки. Насос, сбрасываемый в трубы, садится в седло, где уплотняется в посадочном конусе под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения.  Нефть из скважины, всасываемая через обратный клапан, направляется в кольцевое 
пространство между внутренним и наружным рядами 
труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на 
поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая 
жидкость, При необходимости подъема насоса изменяется на 
правление нагнетания рабочей жидкости - ее подают в кольце 
вое пространство.

Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным и совместным движением добываемой жидкости с рабочей и т. д. Такие насосы обеспечивают подъем жидкости с больших глубин (4000—4500 м) при к.п.д. до 0,6. Преимущество гидропоршневых насосов — возможность автоматизации и дистанционного управления спуско-подъемных работ при замене насоса. Недостатки их связаны с необходимостью обустройства промысла громоздкой системой снабжения скважин рабочей жидкостью при тщательной ее очистке, которая требуется для успешной работы гидравлического двигателя.

2.4.2 Винтовые насосы

Винтовые насосы развивают напор вследствие вращения металлического винта в эластичной (резиновой) обойме. При этом по их длине образуются замкнутые полости, заполненные откачиваемой жидкостью, передвигающиеся от входа в насос к его выкиду, где жидкость выталкивается в нагнетательную линию. Нарезка винта однозаходная плавная с большим отношением длины витка к глубине его нарезки (15—30), а поверхность эластичной обоймы соответствует поверхности двухзаходного винта с шагом, равным двойному шагу винта. Движение винта сложное: он вращается вокруг своей оси и по окружности с радиусом, равным эксцентриситету. Для уравновешивания нагрузки предусмотрены два винта, вращающиеся в одну и ту же сторону, но имеющие разные (правое и левое) направления спиралей, которые создают встречное движение потоков от двух приемов насосов к одному выкиду. Жидкость далее поднимается в НКТ по кольцевому зазору между корпусом насоса и его обоймой. Заполнение НКТ жидкостью при спуске насоса и сброс ее в скважину во время подъема осуществляются с помощью специального клапана. Для привода насоса предназначен погружной электродвигатель (ПЭД) с уменьшенной частотой вращения, питающийся по кабелю от трасформатора и оборудованный гидрозащитой. Для контроля его работы служит станция управления.

Винтовые  насосы способны откачивать высоковязкие нефти, менее чувствительные к наличию газа в жидкости. Электровинтовой насос (тихоходный) ЭВНТ5А-100-1000 имеет подачу 100 м³/сут при напоре 1000 м.

2.4.3 Струйный насос

Струйный насос  приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости (воды или нефти), нагнетаемой в НКТ , соединенные с соплом При прохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором приобретает большую скорость и поэтому в каналах снижается давление. Эти каналы соединены через полость насоса с подпакерным пространством и пластом, откуда пластовая жидкость всасывается в насоси смешивается в камере смешения с рабочей. Смесь жидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается на поверхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрических рядах труб) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости. Насос не имеет движущихся частей, может откачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в осложненных условиях (высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количества свободного газа и песка в продукции и т.д.

2.4.4 Вибрационный насос

Вибрационный насос предназначен для подъема жидкости из скважин под воздействием упругих деформаций жидкости и колонны труб, генерируемых вибратором. Последний состоит из эксцентрично насаженных на вал грузов, при вращении которых верхняя часть подъемных труб, подвешенных на пружинах, приводится в возвратно-поступательное движение. На каждой трубе установлен тарельчатый клапан, открывающийся вверх. При вибрации колонны труб по периодическому закону инерционные силы жидкости совместно с силой тяжести приводят в движение клапаны. Если силы инерции, направленные вверх, превышают силы тяжести жидкости, то клапаны открываются и пропускают жидкость вверх, если же результирующая сила направлена вниз — клапан закрывается. Так происходит подъем продукции по трубе от клапана к клапану. Амплитуда колебаний обычно составляет от 5 до 20 мм, а частота их от 600 до 1200 в 1  мин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ  ШСНУ ДЛЯ УСЛОВИЙ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИЗБЕРБАШ

3.1 Методика подбора оборудования ШСНУ

        3.1.1 Выбор глубины погружения насоса под уровень жидкости

От того, насколько  правильно будет выбрана глубина  погружения насоса, во многом зависит эффективность и надежность работы всей ШСНУ. Глубина погружения насоса под уровень обуславливается содержанием свободного газа в нефти. Так, при обводненности продукций скважину более 80% или низких значениях газового фактора рекомендуется при дебитах до 100 м³/сут. и вязкости откачиваемой жидкости не более 10⁴м²/с принимать величину погружения насоса под динамический уровень равной 20.. .50 м. Во многих нефтяных районах установлены минимально допустимые величины давления у приема насоса. Например, рекомендуется для угленосных девонских залежей Башкирии, Татарии давление у приема насоса выбирать в пределах 2,0...3,5 МПа. На малоисследованных и новых месторождениях давление у приема насоса может быть принято равным 30...40% от давления насыщения нефти газом.

3.1.2 Выбор типа и  размера штангового скважинного  насоса

При выборе типа насоса следует  при больших глубинах спуска насоса в скважину отдавать предпочтение вставным насосам, несмотря на большую их стоимость по сравнению с невставными насосами. Группу посадки насоса выбирают в зависимости от вязкости, обводненности и температуры откачиваемой жидкости и глубины спуска насоса. Так, насосы с группой посадки 0 и 1 рекомендуется использовать для откачки легких, маловязких нефтей с глубин, превышающих 1200 м, в скважинах с повышенными устьевыми давлениями. Насосы II группы посадки применяются для откачки жидкостей малой и средней вязкостей при температуре до 60°С с глубин до 1200 м; насосы III группы посадки изготавливаются только по требованию заказчика и применяются для откачки высоковязких жидкостей, а также жидкостей с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина.

При значительном содержании в продукции скважины песка и  свободного газа на приеме насосов предусматривают установку "хвостовиков" или специальных якорей.

Компоновка клапанных  узлов насосов выбирается в зависимости  от величины скорости откачки: при скорости откачки Sn < 34 рекомендуется применять клапанные узлы с одним или двумя шариками (кроме скважин с малым погружением насоса под динамический уровень жидкости), а при Sn > 34 целесообразно применение клапанных узлов с увеличенным проходным сечением (это же относится и к откачке высоковязких жидкостей). Предварительно диаметр насоса и число качаний можно выбрать по диаграмме А. Н. Адонина.

   3.1.3 Расчет характеристик газожидкостной смеси у приема насоса

Данная методика предусматривает  определение таких характеристик, как коэффициент сепарации газа, трубный газовый фактор и уточненное давление насыщения нефти газом.

Под коэффициентом сепарации газа у приема погружного оборудования скважины понимают отношение объема (объемного расхода газа, ушедшего в затрубное пространство), к общему объему (объёмному расходу) газа у приема погружного оборудования при данных термодинамических условиях. Сепарация газа у приема погружного оборудования приводит и изменению физических характеристик флюидов: давления насыщения, плотности, объемного коэффициента и других. Поэтому коэффициент сепарации определяет как эффективность работы скважинного насоса, так и особенности применяемого оборудования; характер распределения давления в НКТ и затрубном пространстве, целесообразность применения газосепараторов, оптимальную область применения хвостовиков, пульсации и т.д. Для определения коэффициента сепарации газа у приема штангового скважинного насоса рекомендуется следующая зависимость