лекционный материал оператор. 2. Состав и свойства нефти и газа. Основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях Состав и свойства нефти
 Скачать 0.92 Mb.
|
Принцип действия ШГН
Наиболее широко распространены насосы двух видов: вставные и невставные (трубные) Вставные насосы Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекаются тоже в собранном виде путем подъема штанг. Типы насосов: НВ1- вставной с замком вверху; НВ2- вставной с замком внизу. Вставные насосы целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска. Применение вставных насосов значительно ускоряет ремонт скважины, так как для его смены требуется подъем лишь штанговой колонны. Невставные насосы Цилиндр трубных насосов спускают в скважину на НКТ, а плунжер и клапана на насосных штангах. Поднимают такой насос в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем НКТ с цилиндром. Типы насосов: НН – невставной без ловителя; НН1- невставной с захватным штоком; НН2- невставной с ловителем НН2 получил наибольшее распространение вследствие большой надежности и простоты конструкции механизма опорожнения. Пример обозначения насосов: ХХХ Х – ХХ – ХХ – ХХ – Х 1 2 3 4 5 6 1. Тип насоса: НВ1, НВ2, НН, НН1, НН2. 2. Исполнение насоса по конструкции цилиндра и конструктивным особенностям самого насоса 3. Условный диаметр плунжера в миллиметрах. (29,32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102) 4. Максимальный ход плунжера в миллиметрах, уменьшенный в 100 раз. 5. Напор в метрах водяного столба, уменьшенный в 100 раз. Группа посадки 0, 1, 2, 3 по степени увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Элементы штанговых насосов: Цилиндры могут быть цельными и составными. Плунжеры – обычного типа и пескобрей. Клапанные узлы – шариковые клапанные узлы, у которых в качестве запорных элементов применяется пара седло-шарик. Замковые опоры – для закрепления насоса вставного типа в трубах НКТ с герметизацией полости всасывания от полости нагнетания. В зависимости от исполнения цилиндра и плунжера, расположения замковой опоры ШГН подразделяются на 15 основных типов. В нашей стране штанговые насосы выпускаются по двум стандартам: ОСТ 26-16-06-86 (АО «Элкамнефтемаш»,г. Пермь) и стандарт АНИ (АО «Ижнефтемаш», г. Ижевск, производство по лицензии австрийской фирмы «Шелер Блекман»). Насосные штанги, свинченные в штанговую колонну, передают возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг поверхностного привода к плунжеру насоса. Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12, 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании- развинчивании со специальной метрической резьбой. Штанги соединяются между собой муфтами и имеют стандартную длину –8 м. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготавливаются укороченные штанги длиной 1,0; 1,2; 1,5; 2,0 и 3,0 м. Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров- переводные муфты. Для изготовления насосных штанг используют сталь следующих марок: Ст40, 20Н2М (никель- молибденовая), 15Н3МА, 15Х2НМФ, 30ХМА. Штанги на заводе-изготовителе для упрочнения их свойств подвергают нормализации и обработкой токами высокой частоты. Для уменьшения трения в устьевом сальнике применяют устьевой полированный шток диаметром 22мм, 25мм, 32мм. Дополнительное оборудование ШГНУ Для повышения надежности работы установка ШГН комплектуется необходимым дополнительным оборудованием: газо–песочный вихревой якорь (ГПВЯ), предназначенный для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос. Применяются ГПВЯ в скважинах с большим газовым фактором и выносом механических примесей. Монтируется ГПВЯ ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75% (при использовании для защиты от газа); фильтр-заглушка устанавливается на приеме штангового насоса (вворачивается в корпус всасывающего клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов в конце плунжера насоса; центраторы насосных штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин. Монтируются центраторы на штангах в местах, наиболее подверженных истиранию; скребки- центраторы применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН в наклонно- направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками- центраторами выбираются исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Оборудование устья насосных скважин Для подвески насосных труб, вывода продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для отбора газа из затрубного пространства, на устье скважины устанавливают специальное оборудование. Наиболее распространенным оборудованием устья скважин на промыслах является устьевой сальник. Это оборудование состоит из шайбы, имеющей по центру внутреннюю цилиндрическую резьбу, патрубка, муфты и тройника-сальника. Шайба навинчивается на патрубок, который имеет на концах резьбу под НКТ. На верхний конец патрубка навинчивается муфта, а к нижнему подвешиваются НКТ. В собранном виде шайба, патрубок и муфта носят название планшайбы, которую устанавливают на фланец эксплуатационной колонны (колонную головку). В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти. Выше тройника для его герметизации и пропуска сальникового штока устанавливают сальник, набивку которого уплотняют сверху крышкой. Применяют устьевые сальники с самоустанавливающей головкой с одинарным или двойным уплотнением ( СУСГ1-73-31, СУСГ2-73-31), расчитанные на рабочее давление до 4,0 МПа при подвижном сальниковом штоке. Сальник СУСГ2 с двойным уплотнением состоит из двух основных узлов: самоустанавливающей шаровой головки и уплотнительной набивки. В шаровой головке помещены нижняя и промежуточная (средняя) втулки, нижний манжетодержатель и нижняя сальниковая набивка. Сальниковую набивку подтягивают крышкой, навинченной на корпус. В верхней части крышки предусмотрен резервуар для масла, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока и вкладышей. Устьевой сальник с самоустанавливающей головкой с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные сальниковые набивки без разрядки скважины. Основные узлы станка- качалки. МаркировкаСтанки-качалки (СК)- индивидуальный механический привод ШГН. Основными элементами СК являются: рама 13 с подставкой под редуктор и поворотной плитой 12; стойки 3; балансира 2 с головкой и опорой траверсы 15; двух шатунов 4; двух кривошипов 5 с противовесами 14 (при комбинированном или кривошипном уравновешивании); редуктора 6; тормозов 16; клиноременной передачи 7, 8; электродвигателя 9; подвески устьевого штока 1 с канатом; ограждения 11 кривошипно-шатунного механизма. Рама изготовлена в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями, и крепится к бетонному основанию или свайному полю. Стойка - из профильного проката, четырехногая. Балансир изготовлен из профильного проката; однобалочной или двухбалочной конструкции. Головка балансира - поворотная или откидывающаяся вверх для беспрепятственного прохода спуско - подъемного (талевого блока, крюка, элеватора) и скважинного оборудования при подземном ремонте скважин. Для ее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клин защелки. Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части от квадратного сечения приварена планка, через которую опора балансира соединяется с балансиром. Траверса- прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами. Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира. Шатун- стальная трубная заготовка, на одном конца, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом- башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается с помощью гаек. Кривошип- ведущее звено преобразующего механизма СК. В нем предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы (кривошипные грузы), которые могут перемещаться. Редуктор типа Ц2НШ представляет собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных с зацеплением Новикова. Опоры ведущего и промежуточного валов выполнены на роликоподшипниках. На конце ведущего вала насаживаются шкивы тормоза и клиноременной передачи, положение которых после определенного срока эксплуатации необходимо менять для увеличения общего срока службы ведомого колеса редуктора. Для этого на обоих концах ведомого вала имеются по два шпоночных паза. Смазка зубчатых колес и подшипников валов осуществляется из ванны редуктора. Объем масляной ванны - 180 литров. Масса редуктора- 2647 кг. Тормоз - двухколодочный. Правая и левая колодки прикреплены к редуктору. С помощью стяжного устройства колодки зажимают тормозной шкив, насаженный на ведущий вал редуктора. Рукоятка тормоза, насаженная на стяжной винт, вынесена в конец разы, за электородвигатель. Салазки поворотные под электродвигатель обеспечивают быструю смену и натяжение клиновых ремней, служащих для передачи движения от электродвигателя к редуктору. Выполнены они в виде рамы, которая шарнирно укреплена на заднем конце рамы СК. Рама с салазками поворачивается вращением винта. Привод СК осуществляется от электродвигателя со скоростью вращения вала 750, 1000 и 1500 об/мин. На валу электродвигателя установлена конусная втулка, на которую насажен ведущий шкив клиноременной передачи. Поскольку головка балансира совершает движения по дуге, то для ее сочленения с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска. Она позволяет так же регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра. Подвеска устьевого штока типа ПСШ состоит из верхней и нижней траверс, двух зажимов каната и зажима устьевого штока. Штоки сальниковые устьевые предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской СК. Предусмотрено 13 типоразмеров СК. Каждый их тип характеризуется наибольшей допускаемой нагрузкой на устьевой шток (20…200 кН), длиной хода штока ( 0,3…6м) и крутящим моментом на ведомом валу редуктора (2,5…125 кН). СК выпускают: с балансирным уравновешиванием - СК2 (грузы размещаются на балансире); с комбинированным уравновешиванием - СК3(грузы располагаются на балансире и кривошипах); с кривошипным уравновешиванием – СК4, СК5, СК6, СК8 и т.д.(грузы располагаются на кривошипах). На месторождениях ТПДН «Муравленковскнефть» применятся следующие типоразмеры СК: 1. СК8-3-4000 («бакинка») 8- мак. допустимая нагрузка, тонн (1т- 10кН) 3- мак. длина хода устьевого штока, метр 4000- наибольший крутящий момент на валу, кН *м 2. ПФ8-3,5-4000 («тюменка») Аналогично «бакинке» 3. UP 9Т-2500-3500 («румынка») 9- мак. допустимая нагрузка, тонн (1т- 10кН) 2500- мак. длина хода устьевого штока, мм 3500- наибольший крутящий момент на валу, кН *м 4. LAFKIN С320-173-120 («американка») 320 - наибольший крутящий момент на валу, фунт/фут 173 - мак. допустимая нагрузка, фунт 120 - мак. длина хода устьевого штока, дюймов 5. LEGRAND C-456-213-120 («Канада») Аналогично «американке» Управление электродвигателем СК обычно проводится упрощенной системой блокировки и защиты. Разработан блок управления БУС- 3М, с помощью которого можно осуществлять управление в ручном, автоматическом, дистанционном и программном режимах работы. Он также проводит самозапуск установки после случайного отключения электроэнергии. Блок управления позволяет отключать установку при обрыве клиновых ремней и полированного штока, при заклинивании плунжера насоса и редуктора, а также при резком изменении нагрузки электродвигателя. Отключение установки регулируется по времени срабатывания аппаратуры и отклонению контролируемых параметров. Теоретическая и фактическая подача штангового насоса. Коэффициент подачи Основная характеристика работы ШГН – подача насоса. Теоретическую подачу глубинного насоса за один двойной ход плунжера (вверх и вниз) можно определить по формуле: L- длина хода плунжера, м; S- площадь поперечного сечения Qтеор= L*S*n плунжера, м; n- число качаний балансира в минуту. Это минутная подача. Длина хода плунжера равна длине хода полированного штока, и учитывая что в сутках 1440 минут, то суточная теоретическая подача: Qтеор = 1440* L*S*n В действительности фактическая подача насоса всегда меньше теоретической вследствие утечек жидкости в насосе и через НКТ, а так же поступление газа в цилиндр насоса. Коэффициент подачи - отношение фактической подачи насоса к теоретической. На практике коэффициент подачи изменяется от 0,1 до 1. Подачу насоса можно регулировать, изменяя длину хода устьевого штока или число качаний балансира. Длина хода устьевого штока (амплитуда движения головки балансира) меняется путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой с большим или меньшим диаметром. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосами, с помощью динамографа. Расшифровка динамограммы. Динамометрирование – измерение нагрузок, испытываемых штангами при эксплуатации глубинно-насосной установки с помощью специальных приборов-динамографов, монтируемых вблизи точки подвески штанг (у верхнего конца полированного штока). Динамограмма – диаграмма нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода.              Г Б В 1 – Lх плунжера -1 Нагрузка при движении вниз Рnmin А Г  L х штокаL штока При ходе плунжера вниз Рmin = Ршт – Ртр (плунжера в цилиндре и штанг об трубы) + Р на местные сопротивления. При ходе плунжера вверх на штанги действует дополнительная нагрузка – вес столба жидкости в НКТ. Рmaх = Ршт – Ртр+ Р столба ж-и + Рлин + Р мест.сопротивления при движении жидкости по НКТ + Р инерции колонны при ходе штанг. Первое время колонна штанг под действием веса столба жидкости будет удлиняться и растягивающее усилие в точке подвеса штанг постепенно будет возрастать пока не достигнет Рmaх (участок АБ); в точке Б – момент открытия всасывающего клапана. С этого момента до достижения точки В (ВМТ) нагрузка на полированный шток остается постоянной и равна Рmaх (участок БВ). На участке ВГ (стадия хода вниз) растягивающее усилие будет плавно сжижаться, пока не произойдет сокращение длины штанг и удлинение НКТ. В точке Г происходит открытие нагнетательного клапана. Нагрузка от точки Г до точки А (НМТ) остаются постоянными и равны Рmin. Участок ГВ характеризует деформацию штанг и труб. Цель динамометрирования – определение maх и min нагрузок на головку балансира длины хода штока и плунжера; усилить динамические процессы в колонне штанг; выяснить неполадки и дефекты в работе насоса и установки в целом.        Утечка жидкости в нагнетательной части Утечка жидкости в приемной части     Выход из строя нагнетательного клапана Выход из строя приемной части            Одновременная утечка в обоих клапанах Незаполнение цилиндра из- за влияния газа     Высокая посадка плунжера (для НВ) Высокая посадка для НН      Низкая посадка Полный выход плунжера из цилиндра   Прихват плунжера в цилиндре Обрыв или отворот Требования безопасности при динамометрировании Скважины, оборудованные ШГН, перед проведением исследовательских работ, должны быть остановлены путем отключения кнопкой «СТОП», головка балансира должна находиться в нижнем положении, и зафиксирована тормозом, отключены рубильником от сети, на его ручке вывешен плакат «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ». При наличии расстояния между СУСГом и нижней траверсой канатной подвески менее 20 см, а также при наличии торчащих концов канатной подвески, создающих препятствие для установки датчика, проведение работ по динамометрированию - ЗАПРЕЩАЕТСЯ. перед динамометрированием необходимо проверить исправность станка- качалки (надежность тормоза, канатную подвеску, исправность электропусковой аппаратуры) путем включения и выключения; для динамометрирования скважины необходимо проверить исправность прибора («МИКОН-101-01»); при установке и снятии датчика следует пользоваться переносными подставками (площадками); - при установке датчика , пуске и работе станка- качалки обслуживающий персонал должен находиться сбоку от головки балансира; траверсы канатной подвески следует разводить при помощи подъемных винтов равномерно на необходимую высоту. Не следует допускать одностороннего подъема верхней траверсы подвески; перед началом динамометрирования установленный динамограф нужно цепочкой прикрепить к канатной подвеске; - при динамометрировании скважины обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны; при динамометрировании скважины автоматизированной, управление скважиной следует перевести на ручное, предварительно убедившись в исправности тормозной системы; скважины, оборудованные ШГН, перед проведением исследовательских работ, должны быть остановлены путем отключения кнопкой «СТОП», головка балансира должна находиться в нижнем положении, и зафиксирована тормозом, отключены рубильником от сети, на его ручке вывешен плакат «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ!»; повесить навесной датчик на полировочный шток и обнулить его; дальнейшие действия по настройке прибора, датчика и снятию динамограмм, выполнять согласно инструкции по эксплуатации системы комплексного контроля «МИКОН-101-01»; запустить станок-качалку в работу; снять динамограмму. После работы необходимо: отключить станок-качалку; снять датчик, вытащить домкраты; проверить состояние устья скважины, правильность сочленения канатной подвески с полированным штоком; - снять тормоз редуктора, произвести запуск станка- качалки в работу. Обслуживание и осмотр СК. Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется 1 раз в три дня. При осмотре работающего СК оператор ЦДНГ должен проверять: наличие вибрации и необычных шумов – визуально и на слух. Определить, какие из частей СК предположительно являются их источниками. В случае необходимости остановить СК; уравновешенность по показаниям амперметра. Проводится после выхода скважины на режим и после изменения режима работы скважины ( уравновешенность удовлетворительная, если разность между показаниями амперметра при ходе вверх и вниз не превышает +,- 10% полусуммы двух максимальных значений тока за цикл ). Если СК работает в неуравновешенном режиме, то его останавливают и дают заявку в ПРЦЭО. После остановки СК ( головка в нижнем положении, тормоз затянут ) проверяют : нагрев электродвигателя, редуктора – на ощупь; состояние резьбовых соединений – простукиванием; один раз в 7 дней уровень масла в редукторе – осмотром масломерного щупа; натяжение клиновых ремней один раз в месяц – опробованием. В случае необходимости ремни заменить. Не допускается установка новых ремней в комплекте со старыми. После замены ремней при отсутствии центровки электродвигателя дать заявку в ПРЦЭО; посадку кривошипов на тихоходном валу редуктора – визуально ( кривошипы должны быть насажены до упора в проточки тихоходного вала ). Шпонки должны выступать за торцы вала не более, чем на 20 мм.; крепление контргрузов к кривошипам – визуально ( не должно быть смещения при работе ) ; соединение кривошипа с нижней головкой шатуна – визуально со стороны редуктора ( палец не должен проворачиваться относительно кривошипа ); центровку – визуально ( при нарушении центровки дать заявку в ПРЦЭО ); канатную подвеску сальникового штока и устьевой сальник ; при нижнем положении головки балансира расстояние между нижней траверсой подвески и устьевым сальником должно быть не менее 200 мм. ( визуально ); состояние каната – визуально ( при обрыве проволок дать заявку в ПРЦЭО ); утечки нефти через сальник. При наличии утечек подтянуть или заменить сальник; состояние крепления каната и штока в подвеске – визуально; Во всех случаях явных поломок сообщить мастеру. На каждой скважине канатная подвеска должна быть оборудована двумя траверсами – верхней и нижней. ЗАПРЕЩАЕТСЯ эксплуатировать скважину при : утечках через резьбовые соединения и сальниковые уплотнения ; отсутствии или неисправности ограждения СК ; посторонних шумах в редукторе или электродвигателе ; неисправности станции управления ; затянутых нижних сальниках ; понижении уровня масла в редукторе ниже допустимой отметки ; неплавном движении полированного штока ; неотцентрованном СК. Меры безопасности при штанговой эксплуатации скважин Основные положения по технике безопасности при штанговой насосной эксплуатации скважин- ограждение движущихся частей СК, обслуживание электрообоборудования и выполнение требований при ремонте. Серьезные требования предъявляются к оборудованию устья скважины, принятому к серийному производству, к числу которого относятся устьевые сальники типа СУС. При эксплуатации СК основными требованиями по технике безопасности являются следующие: Все движущиеся части станка должны иметь прочные металлические ограждения, исключающие возможность попадания людей под вращающиеся части СК.Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устанавливаются площадки с ограждениями.Для удобства подхода и перестановки пальца кривошипа ограждения должны выполняться съемными, перильчатого типа. Шкивы электродвигателя и редуктора, клиноременная передача ограждаются съемными ограждениями сетчатого типа в металлической оправе. Работы, связанные со снятием и надеванием канатной подвески, откидыванием или опусканием головки балансира, перестановкой пальцев кривошипов должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированными. При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески устьевого полированного штока и устьевым сальником должно быть не менее 20 см. Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 метр. Запрещается проворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его подкладыванием трубы, лома и других предметов. Запрещается снимать клиновой ремень при помощи рычагов, устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя. При замене пальцев кривошипа шатун требуется надежно крепить к стойке станка. Запрещается находиться под вращающимся балансиром. Осмотр или замену отдельных частей станка следует выполнять при остановке и затормаживании СК. При неисправном тормозе осмотр и ремонт СК производить запрещается. Пусковое устройство СК должно находиться в непосредственной близости от тормоза. При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. Скважинная насосная установка перед пуском в эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземлителя электрооборудования следует использовать кондуктор скважины. При этом кондуктор связывают с рамой станка двумя заземляющими проводниками (сечение каждого 50 мм2 ), приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для осмотра. Для заземления, кроме каната, используют стальной проводник различного профиля: круглого, полосового, углового и др. Для защиты от поражения электрическим током при обслуживании СК применяют изолирующие подставки. |
