Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального  образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра нефтегазопромыслового  оборудования

 

 

 

 

 

СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ

НАСОСНАЯ  УСТАНОВКА

 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому  проекту по дисциплине

   «Машины и оборудование для  добычи и подготовки нефти  и газа» 

7СК8 00.00.000 ПЗ

 

 

 

Студент группы МП-07-02                                                               Д.З. Якупов

 

 Д.т.н., профессор                                                                              В.У. Ямалиев

 

 

 

2011

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Нефть и  газ превратились в главные источники  энергетической мощи человеческого  общества и в важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьём предопределяет уровень экономического развития страны и технического прогресса.

Дальнейшее  развитие нефтегазодобывающей промышленности связано с новым этапом, главными особенностями которого являются необходимость  вовлечения в разработку всё большего числа мелких месторождений, месторождений  со значительными глубинами скважин, месторождений с высоковязкими  нефтями, с нефтями, насыщенными  агрессивными средами. Оно связано  со всё большим освоением месторождений  на Крайнем Севере. Для развития отрасли на этом этапе решающее значение приобретают резкое увеличение нефтегазоотдачи  пластов и доразработка многочисленных истощенных и разрабатываемых в  настоящее время месторождений.

Всё это  может быть осуществлено лишь при  условии обеспечения нефтегазодобывающей  промышленности машинами и оборудованием  необходимой номенклатуры, с нужными  параметрами и характеристиками, высоконадёжных и в необходимом  количестве.

Развитие  нефтяной и газовой промышленности характеризуется интенсивным внедрением в производство новой техники  и технологии, средств автоматизации  и автоматизированных систем управления производством (АСУП).

Вместе  с тем перед работниками нефтяной и газовой промышленности стоят  ещё многие нерешённые проблемы по увеличению эффективности эксплуатации залежей нефти и газа. Сложнейшей задачей является повышение нефте- и газоотдачи пласта.

В настоящее  время извлекаемые запасы нефти  не превышают 45-50% от абсолютных. В недрах остаются неизвлечёнными значительные количества газа и конденсата. Многое ещё предстоит сделать по утилизации всего газа, добываемого вместе с нефтью, по автоматизации объектов газонефтедобывающих предприятий и внедрению автоматизированной системы управления (АСУ) нефтяной и газовой промышленностью. Необходимо предпринять меры по извлечению остаточных запасов из многочисленных старых залежей нефти.

В недалёком будущем  предстоит решить сложные задачи по освоению залежей нефти и газа в шельфовых зонах.

Современный этап развития нефтедобычи характеризуется широким  применением механизированного  способа подъёма нефти из скважин.

Характерными  особенностями развития нефтяной промышленности в нашей стране за последнее десятилетие  являются увеличение обводнённости  добываемой нефти, а также снижение дебита нефтедобывающих скважин.

В связи  с этим в России всё большее  число скважин переводится с  фонтанного и газлифтного способов добычи нефти, а также с добычи нефти при помощи электроцентробежных  насосов на добычу нефти при помощи штанговых насосов.

Широкое распространение штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ) обусловлено  прежде всего применением скважинного  насоса объёмного типа, что обеспечивает:

–  отбор  пластовой жидкости в объёме от долей  до сотен кубических метров в сутки  при приемлемых энергетических затратах;

– простоту обслуживания и ремонта в промысловых  условиях;

– малое  влияние (по сравнению с другими  способами) на работу установки физико-химических свойств жидкости.

В России до 70% действующего фонда скважин  эксплуатируются ШСНУ.

Однако, добыча нефти с помощью ШСНУ производится на базе относительно старой технологии и техники добычи нефти, особенно это относится к скважинному  и внутрискважинному оборудованию и технологическим операциям, проводимым с помощью этого оборудования. Это привело к известному противоречию между интенсивными системами разработки и устаревшей техникой и технологией добычи нефти.

Особенно  актуальной становится разработка, изготовление и испытание нового оборудования в свете увеличения обводнённости  добываемой нефти.

Из-за более  тяжелых рабочих условий, связанных  с большей глубиной скважин и  более высокой их производительностью, приходится использовать в предельных режимах системы механизированной эксплуатации скважин со штанговыми насосами. Увеличение притока продукции  в скважины заставило использовать системы откачки со штанговыми насосами в предельных рабочих режимах. Разрушение соединительных штифтов и муфт штанг  стало обычной проблемой на таких  месторождениях и это доказывает, что соединительные узлы штанг являются самым слабым местом в системах откачки  штанговыми насосами при работе их при очень высоких нагрузках.

Поэтому в своем курсовом проекте я  предлагаю новую конструкцию  соединений штанг штанговых насосов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 НАЗНАЧЕНИЕ ШСНУ

 

Установки штанговые скважинные насосные (ШСНУ) предназначены для откачки пластовой  жидкости из нефтяных скважин. Они применяются  для добычи нефти на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений. Рациональная область применения ШСНУ по подаче составляет до 100…120 м³/сут, а по глубине подвеса насоса до 1500...1800 м. В отдельных случаях ШСНУ используют с подвесками насосов до 3500 м, а в неглубоких скважинах-с дебитами до 200…300 м³/сут.

Широкое распространение ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением скважинного  насоса объёмного типа, что обеспечивает:

1) отбор пластовой жидкости в объёме от долей до сотен кубических метров в сутки при приемлемых энергетических затратах;

2. Простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
3. Малое влияние (по сравнению с другими способами) на работу установки физико-химических свойств жидкости

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ

 

Современными  штанговыми насосными установками  можно добывать нефть из одного или  нескольких пластов скважин глубиной до 3500 м с дебитом жидкости до нескольких сотен тонн в сутки.

Штанговая насосная установка для эксплуатации однопластового

месторождения состоит  из станка-качалки, оборудования устья  скважины, колонны насосных штанг, колонны  подъемных труб и скважинного  штангового насоса. Для одновременной  раздельной добычи нефти из двух пластов  одной скважиной выпускаются  установки УГР – с последовательно  соединенными насосами, УГНР – с  двумя параллельно подвешенными насосами и УНР – с одним  насосом. Наземное оборудование установок  типа УГР и УНР однотипно применяемому для добычи нефти из одного пласта скважины.

Штанговая насосная установка (рисунок 2.1) состоит из скважинного насоса 2, насосных штанг 3, насосно-компрессорных труб 4, тройника 5, устьевого сальника 6, полированного штока 7, канатной подвески 8, станка-качалки 9.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.1 – Штанговая скважинная насосная установка

 

В нижней части  на приеме скважинного насоса устанавливают  фильтр 1 для сепарации нефти от свободного газа и песка, которые  вредно влияют на подачу насоса. Скважинный насос опускают в скважину под  уровень жидкости.

В основу эксплуатации скважин насосами с  механическим приводом положено использование  объёмного насоса, спускаемого в  скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности.

Известные отечественные и зарубежные установки  можно разделить на две большие  группы:

1) штанговые скважинные насосные установки;

2) длинноходовые глубиннонасосные установки.

Привод  предназначен для преобразования энергии  двигателя в механическую энергию  колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.

Колонна насосных штанг представляет собой  стержень, состоящий из отдельных  штанг, соединённых друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передаёт механическую энергию  от привода к скважинному насосу.

Скважинный  насос (как правило, плунжерный) преобразует  механическую энергию движущихся штанг  в механическую энергию откачиваемой пластовой жидкости.

Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для подъёма откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного  насоса.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При содержании в продукции скважины парафина на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки насосно-компрессорных  труб.

В зависимости  от глубины скважины, дебита и других факторов подбирают станок-качалку, диаметр насосно-компрессорных труб, штанг и скважинного насоса, устанавливают необходимую длину хода и число качаний.

 

Работает  насос по схеме, приведенной на рисунке 2.2.

1-НКТ, 2-плунжер  3-нагнетательный клапан, 4-цилиндр, 5-всасывающий клапан

Рисунок 2.2 – Штанговый скважинный насос

 

В исходной позиции насос и НКТ заполнены  жидкостью, плунжер 2 находится в  верхней мертвой точке (ВМТ), нагнетающий  клапан 3 закрыт.

При опускании  плунжера 2 [(а), (б)] всасьшающий клапан 5 под действием силы тяжести закрывается, открывается нагнетающий клапан 2, и происходит вытеснение в приемный трубопровод объема жидкости, равного  объему насосной штанги, погружающейся  при этом в жидкость.

При ходе плунжера 2 вверх [(в), (г)] нагнетающий  клапан 2 закрывается, и если давление пластовой жидкости превышает давление в цилиндре, открывается всасывающий  клапан 5. Происходит заполнение цилиндра 4 жидкостью с одновременным подъемом столба жидкости в приемный трубопровод.

 

 

 

 

 

3 ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ МУФТ

 

Нефтедобывающее оборудование в течение многих лет  эксплуатируется без существенной модернизации. Например, скважинные штанговые  насосные установки работают без  конструктивных изменений с начала механизированной эксплуатации скважин. Одним из основных узлов этих установок  является соединительная муфта, предназначенная  для соединения насосно-компрессорных  труб между собой. Соединительные узлы штанг являются самым слабым местом в системах откачки штанговыми насосами при работе их при очень высоких  нагрузках. Это означает, что усталостная  прочность соединения меньше усталостной  прочности самой штанги. В результате разрушения соединений штанг являются одним из наиболее значительных ограничений  для использования систем откачки  со штанговыми насосами на месторождениях с более тяжелыми рабочими условиями  связанных с большей глубиной скважин и более высокой их производительностью.

Существует  ряд модернизированных конструкций  соединения насосно-компрессорных  труб, которые я рассмотрю далее.

 

 

3.1 Трубное соединение с конической удлиненной резьбой треугольного профиля

 

Известны  конструкции насосно-компрессорных  и обсадных труб с конической треугольной  резьбой.

В трубном  соединении с конической резьбой  треугольного профиля, содержащем охватывающий элемент (муфту), имеющий внутреннюю резьбу, и охватываемый элемент (трубу), имеющий на конце соответствующую  наружную коническую резьбу, согласно изобретению на конце охватываемого  элемента (трубы) выполняют наружную коническую резьбу треугольного профиля увеличенной длины L с постоянным углом уклона   образующей конуса по впадинам ниток резьбы по всей длине (без сбега) и на расстоянии L от торца трубы выполняют зарезьбовую цилиндрическую канавку с шириной l_n для выхода резьбообразующего инструмента, являющуюся одновременно индикатором относительного положения трубы и муфты

Трубное соединение отличающееся тем, что в  насосно-компрессорных трубах и  муфтах к ним диаметром менее 102 мм выполняют резьбу с шагом 3,175 мм (8 ниток на дюйм), при этом должно выполняться условие минимальной  толщины стенки t под резьбой в  плоскости торца трубы, а при  недостижении этого условия резьбу выполняют с шагом 2,54 мм (10 ниток  на дюйм) с сохранением того же требования по минимальной толщине стенки под  резьбой t.

Сущность изобретения поясняется следующими чертежами.

На рисунке 3.1.1 изображена наружная треугольная резьба трубы, на на рисунке 3.1.2 - соответствующая внутренняя резьба муфты, на рисунке 3.1.3 изображено резьбовое соединение в сборе муфты с трубой.