Отчет по учебной практике в управлении буровых работ(УБР)

   Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает  в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, так  как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.

   При движении плунжера вниз всасывающий  клапан под давлением жидкости, находящейся  под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

   Станок-качалка состоит из следующих основных узлов: рамы со стойкой, балансира с головкой и в некоторых станках с противовесами, редуктора с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами.

   Стандартом 1966 г. было предусмотрено 20 типоразмеров станков-качалок (СК) грузоподьемностью от 1,5 до 20 т. Типовая конструкция СК представлена на рис. 4. Впервые в стране был начат выпуск приводов, в которых редуктор был поднят и установлен на подставке.

Рис. 4. Схема станка-качалки типа СКД с редуктором на раме и кривошипным уравновешиванием

   При создании размерного ряда учитывалась  унификация узлов и элементов  с той целью, чтобы свести к  минимуму разнообразие быстроизнашивающихся узлов и тем самым упростить  изготовление, ремонт, обслуживание и снабжение оборудования запасными элементами. Для этого из 20 типов станков-качалок 9 - были выполнены как базовые, а остальные 11 - в виде их модификаций. Модификации заключались:

• в изменении соотношений длин переднего и заднего плеч балансира путем замены головки балансира или всего балансира, что приводило к изменению грузоподъемности и длины хода станка-качалки;
• в применении редуктора с другим крутящим моментом;
• в одновременной замене балансира и редуктора.

   Фактически  в серийный выпуск пошли только 9 - моделей, включая 7 базовых и 2 модифицированных. Условное обозначение на примере 4СКЗ-1,2-700 расшифровывается следующим образом:

• 4СК - станок-качалка 4 - базовой модели;
• 3 - допускаемая нагрузка на головку балансира 3 т;
• 1,2 - наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1,2 м;
• 700 - допускаемый крутящий момент на редукторе 700 кг · м.

                            Станки-качалки по ГОСТ 5866-76

  Из  намечавшихся к выпуску 30 типоразмеров производством было освоено 7 моделей. Конструкции станков-качалок по данному стандарту принципиально не отличаются от предыдущих типов.

  Станки-качалки СК5-3-2500 и СК6-2,1-2500 отличаются друг от друга длиной переднего плеча балансира; СК8-3,5-4000 и СК8-3,5-5600 различаются типоразмером редуктора и мощностью электродвигателя.

Рис. 5. Схема станка-качалки по ГОСТ 5866-66

   Станки-качалки  по ОСТ 26-16-08-87

   Указанным отраслевым стандартом впервые в  нашей стране (тогда СССР) был  предусмотрен выпуск станков-качалок  дезаксиального типа 6 размеров (рис. 5, 6).

Рис. 6. Схема станка-качалки типа СКДТ с редуктором на тумбе, с кривошипным уравновешиванием

   Стандартом  предусмотрено два вида исполнения - с установкой редуктора на раме или на тумбе. Таким образом, образуется 12 моделей приводов.

   Принципиальное  отличие дезаксиальных станков-качалок от ранее применявшихся у нас исключительно аксиальных в том, что дезаксиальные станки-качалки обеспечивают разное время хода штанг вверх и вниз, тогда как аксиальные - одинаковое. Поскольку разница в кинематике конструктивно обеспечивается элементарными средствами, т.е. тем или иным расположением редуктора относительно балансира и не требует специальных изменений конструкции, то станки-качалки по рассматриваемому отраслевому стандарту не отличаются от аналогичных по Госстандарту.

  Оборудование скважин, оснащенных электроцентробежными насосами.

   Клапанный механизм КМ-2, КМ-2-01, КМ-2-02, КМ-3, КМ-3-01, КМ-4-01, КМ-5, КМ-6.

Назначение:

   Клапанный механизм скважинного насоса (КМ) используется при добыче нефти электроцентробежными насосами. Он позволяет надежно удерживать жидкость в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и нефтепроводе после остановки насоса.

   Описание работы

   Клапанный механизм представляет собой стальной цилиндрический корпус, на концах которого выполнена наружная резьба НКТ для монтажа его в колонну НКТ. Внутри корпуса установлена пара «седло-шарик» (седло и шарик). Седло закреплено в корпусе посредством наконечника. Шарик поджимается через центратор пружиной к седлу и имеет возможность перемещения во втулке, в стенках которой выполнены продольные пазы, образующие совместно с проточкой в корпусе лабиринтные каналы для протока жидкости. В верхней части корпуса установлена шламовая труба с радиальными отверстиями для выхода жидкости в колонну НКТ. При работе насоса жидкость поступает под шарик и, приподнимая его, проходит по лабиринту: пазы втулки, проточка корпуса, шламовая труба и выходит через радиальные отверстия в колонну НКТ.

Преимущества:

• При остановке насоса не происходит утечки жидкости из НКТ и нефтепровода в затрубное пространство и, как следствие, не происходит обратного раскручивания насоса, что повышает надёжность работы УЭЦН;
• при каждом пуске скважины в работу значительно сокращается время ожидания подачи, что снижает расход электроэнергии и повышает производительность;

   Наличие пружины обеспечивает перепад давления 0,5...1,0 кг/см², значительно предотвращая попадание механических включений в насос при его спуске в скважину.

 

                       Клапан специальный двухкамерный КС2К

   В процессе эксплуатации клапан обеспечивает:

• Надежную герметичность, предотвращая уход жидкости из НКТ при остановке ЭЦН;
• Возможность промывки НКТ через затрубное пространство;
• Глушение скважины подачей специального раствора через НКТ в затрубное пространство;

 

                                               Описание работы:

   1. При работе насоса жидкость  из нефтеносного пласта под  давлением поступает в колонну  НКТ через отверстие з в  канал а , отжимает плунжер  2 клапана и через прорези ж  в гильзах 5 поступает в отверстие б и далее вновь поступает в колонну НКТ, и далее на устье скважины. Промывочный клапан при этом давлением рабочей жидкости поджимается к своему седлу, не пропуская жидкость в затрубное пространство. При остановке насоса гидростатическим давлением столба жидкости во внутреннем канале НКТ, перепускной и промывочный клапаны прижимаются к седлам, герметизируя канал НКТ. 
      2. При операции промывки НКТ, промывочная жидкость под давлением подается в затрубное пространство, далее через отвод д поступает в отверстие б, отжимает плунжер промывочного клапана, через прорези ж поступает в отверстие а и далее в колонну НКТ, расположенную выше клапана, и далее на устье скважины. Клапан давлением промывочной жидкости поджимается к своему седлу, не пропускает жидкость к насосу и нефтяному пласту. 
      3. При выполнении операции глушения скважины, жидкость от передвижной насосной станции под давлением подается в колонну НКТ, при этом прорывается мембрана 8 и через канал в поступает в затрубное пространство. Для прорыва мембраны в колонне НКТ необходимо создать расчетное избыточное давление.             При подъёме труб жидкость через канал в сливается в межтрубное пространство.

   Комбинированное клапанное устройство (ККУ).

   Назначение:

   Комбинированное клапанное устройство (ККУ) используется при добыче нефти электроцентробежными насосами. В процессе эксплуатации клапан обеспечивает:

• надёжное удерживание жидкости в колонне НКТ при временной остановке насоса;
• глушение скважины и закачку других технологических жидкостей как обратной, так и прямой промывкой без разрушения мембраны и сбивного клапана;
• слив жидкости из НКТ в затрубное пространство при подъеме подземного оборудования.

   

   Преимущества:

• Компактное размещение в едином изделии герметизирующих рабочий и промывочно-сливной каналы шаровых клапанных пар;
• Предотвращение засорённости клапана и НКТ при их спуске и проведении обратной промывки за счёт дополнительной установки фильтра;
• Возможность проведения глушения скважины и подъёма НКТ без жидкости.

                                                Состав изделия

   С вариантами расположения шаров, предусмотренных  конструктивным решением комбинированного клапанного устройства для проведения технологических операций на нефтяных скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами.

• 1 - Корпус;
• 2 - Фильтр;
• 3 - Рабочий канал;
• 4 - Промывочно-сливной канал;
• 5 - Ограничитель;
• 6 - Поперечный канал;
• 7 - Верхнее выходное отверстие;
• 8 - Патрубок;
• 9 - Эксплуатационная колонна;
• 10 - Шар большой;
• 11 - Шар малый.
• 12 - Упор;
• 13 - Контргайка.
• а - НКТ-73;
• б - НКТ-89 с переходом на НКТ-73.

                         Клапан сливной мембранный КС-1

   Клапан  сливной мембранный предназначен для  слива жидкости из колонны насосно-компрессорных  труб при подъёме их из скважины. 
     Описание работы 
     Разрушение мембраны (материал латунь) осуществляют созданием давления в колонне НКТ в интервале 15,0...26,0 МПа. Давление разрушения устанавливают по согласованию с заказчиком. Клапан сливной мембранный может быть использован с любым типом насосов (штанговым, электроцентробежными и др). Его устанавливают в колонну НКТ выше штангового насоса или обратного клапана, используемого с электроцентробежным насосом. 
     Преимущества 
     Клапан сливной мембранный делает подъём колонны НКТ более экологическим и комфортным (предотвращает слив продукта в устье). Разрывная мембрана может быть встроена в верхний переводник штангового насоса.

Состав изделия

• 1 - Корпус;
• 2 - Держатель мембраны;
• 3 - Мембрана;

             3. Виды и классификация подземных работ в скважинах

   Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

   При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои  скважин учитываются коэффициентом эксплуатации К_э, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

   Подземный ремонт скважин условно можно разделить на:

• текущий
• капитальный

Текущий ремонт скважин подразделяют на:

• планово-предупредительный (или профилактический)
• восстановительный

   Планово-предупредительный  ремонт скважин — это ремонт с  целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов  эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

   Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

   Межремонтный  период работы скважин — это продолжительность  фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

   Основными путями повышения Кэ (что равнозначно добыче нефти) являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

   Рассмотрим  более подробно виды подземных ремонтов.