Оборудование ШГНУ. Оборудование ШГНУ (2). Название элемента
 Скачать 1.45 Mb.
|
|
1 МОДУЛЬ: Название элемента Цель тренинга : Эксплуатация скважин, оборудованных ШГНУ. Оборудование скважины с ШГНУ После прохождения данного тренинга рабочий будет знать и уметь объяснять назначение и конструкцию элементов наземного и погружного оборудования скважины с ШГНУ 2 СОДЕРЖАНИЕ 1. Наземное оборудование скважины, оборудованной ШГНУ 1.1. Станок-качалка 1.2. Устьевое оборудование 2. Погружное оборудование 2.1. Принципиальная схема оборудования скважины с ШГНУ 2.2. Принцип работы ШГНУ 2.3. Штанговые насосы 2.4. Насосные штанги 2.5. Насосно-компрессорные трубы 2.6. Защитные устройства ШГНУ 3. Вопросы для самопроверки 3 3 10 18 18 20 21 25 25 26 29 3 1. Наземное оборудование скважины, оборудованной ШГНУ. К наземному оборудованию относятся: - станок-качалка, - устьевая арматура, - рабочий монифольд. 1.1. Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг. В конструктивном отношении станок-качалка представляет собой механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно- поступательное движение колонны штанг. Крутящий момент от электродвигателя 10 через клиноремённую передачу 9 передаётся на ведущий вал редуктора 1, а затем и на ведомый вал. На ведомом валу укрепляется кривошип 8 с противовесами 17. Кривошип с помощью шатунов 7 и траверсы 14 связан с балансиром 3, качающимся на опоре 4, укреплённой на стойке 5. Балансир снабжён откидной головкой 15, на которой монтируется канатная подвеска 16. Управление электрооборудованием станка- качалки осуществляется с помощью станции управления 18. Станок-качалка (СК) состоит из ряда самостоятельных узлов: 1 8 14 15 16 17 10 9 4 7 3 5 18 4 Фундамент служит для установки и крепления станка-качалки. Фундамент сооружается: - монолитный (бутобетонный или железобетонный); - сборный (железобетонный или металический). Рама предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечниками, и имеет специальную подставку под редуктор. В раме имеются отверстия для крепления к фундаменту. Стойка является опорой для балансира и выполняется из профильного проката в виде четырехгранной пирамиды. Ноги стойки связаны между собой поперечинами. Снизу стойка крепится к раме сваркой или болтами, сверху несет плиту для крепления оси балансира с помощью двух скоб. Балансир предназначен для передачи возвратно-поступательного движения колонне штанг. Выполняется из профильного проката двутаврового сечения и имеет однобалочную или двухбалочную конструкцию. Со стороны скважины балансир заканчивается поворотной головкой. Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках, расположенных в чугунных корпусах. К средней части оси, имеющей квадратное сечение, приварена планка, через которую опора балансира с помощью болтов соединяется с балансиром. Траверса выполняет роль связующего звена между кривошипно-шатунным механизмом и балансиром и конструктивно выполняется в виде прямолинейной балки из профильного проката. Крепление к балансиру шарнирное при помощи сферического роликоподшипника. 5 Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплён к нижней полке балансира, Концы оси зажаты в клеммовых зажимах двух кронштейнов. Кривошипно-шатунный механизм предназначен для преобразования вращательного движения вала редуктора в возвратно-поступательное движение балансира и состоит из двух шатунов и двух кривошипов с противовесами. Шатун – стальная трубная заготовка, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом – башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединён с траверсой. В станках-качалках СК8-3,5-5600 и СК10-3-5600 в верхней головке шатуна применён шарнирный подшипник ШС. Башмак болтами прикреплён к нижней головке шатуна. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и через разрезную втулку затягивается с помощью гаек. Кривошип – ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки, в котором предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. Выполнен в виде прямоугольных пластин с отверстиями для крепления к шатунам и ведомому валу редуктора. На кривошипе установлены противовесы, которые перемещаются с помощью съёмного устройства, вставляемого в поперечный паз у основания противовеса. 6 Редуктор - предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Типоразмерный ряд станков-качалок базируется на восьми размерах редукторов Ц2НШ, представляющих собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных с зацеплением Новикова. Быстроходная ступень – раздвоенный шеврон, тихоходная ступень – шевронная ступень с канавкой. Ведущий и промежуточный валы установлены в роликоподшипниках с короткими цилиндрическими роликами, ведомый вал – в двухрядных сферических роликоподшипниках. На концах ведущего вала насажены ведомый шкив клиноремённой передачи и шкив тормоза. На оба конца ведомого вала насажены кривошипы. Смазка зубчатых колёс – картерная (из ванны корпуса редуктора), подшипников валов – принудительная картерная. 7 Техническая характеристика редукторов станков-качалок. Параметры Ц 2Н Ш -250 Ц 2Н Ш -315 Ц 2Н Ш -355 Ц 2Н Ш -450 Ц 2Н Ш -750 Б Ц 2Н Ш -560 Ц 2Н Ш -630 Ц 2Н Ш -710 Межосевое расстояние,мм: тихоходной ступени……… быстроходной ступени…... 250 160 315 200 355 225 450 280 450 300 560 355 630 400 710 450 Суммарное межосевое расстояние, мм…………… 410 515 580 730 750 915 1030 1160 Крутящий момент на ведомом валу, кН·м………. 2,5 6,3 16 25 40 56 80 12,5 Нормальный модуль зубьев: тихоходной ступени……… быстроходной ступени…... 4,00 2,50 4,50 3,15 5,60 3,55 7,10 4,50 8,00 5,00 9,00 5,60 10,00 6,30 11,20 7,10 Число зубьев колеса: тихоходной ступени……… быстроходной ступени…... 17 14 19 14 17 14 17 14 17 14 17 13 17 14 17 14 Передаточное число……… 40,315 39,868 40,3 39,924 37,18 41,24 40,315 40,315 Габаритные размеры, мм длина……………………… ширина……………………. высота…………………….. 835 830 510 1010 1140 625 1130 1400 710 1450 1554 888 1505 1930 908 1775 1930 1070 1970 2260 1225 2200 2625 1365 Масса, кг………………….. 355 780 1200 2280 3000 4000 6100 8370 Объём масла, л……………. 13 45 57 122 150 180 270 360 Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор, предназначена для передачи вращения от электродвигателя на ведущий вал редуктора и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных шкивов. Для станков- качалок применяются клиновидные ремни профиля О, А, Б, В, Г, Д. Правильный выбор типа ремня обеспечивает долговечность работы передачи. Шкивы выполняют быстросменными за счёт конусной расточки тела и применения конусной втулки, закрепляемой гайкой. При помощи сменных шкивов регулируется число ходов точки подвеса штанг. 8 Поворотные салазки предназначены для крепления электродвигателя, обеспечивают быструю смену и натяжение клиновидных ремней. Выполнены в виде рамы, которая шарнирно укреплена на заднем конце рамы станка-качалки в трёх точках, а на большегрузных СК( длина хода свыше 3,5м) – в четырёх и прикреплённых к ней поперечно болтами двух салазок, на которые устанавливается электродвигатель. Поворотные салазки поворачиваются вращением ходового винта. Тормоз – двухколодный, предназначен для блокирования (остановки) станка- качалки в нужном положении. Правая и левая колодки прикреплены к редуктору. На внутренней поверхности колодок прикрепляются ленты "феррадо". С помощью стяжного устройства колодки зажимают тормозной шкив, насаженный на ведущий вал редуктора. Стяжное устройство состоит из ходового винта с правой и левой резьбой и двух гаек, закреплённых на подвижных концах колодок. Рукоятка тормоза в целях безопасности вынесена в конец рамы станка-качалки. Электродвигатель является приводом станка-качалки и бывают трёхфазные, асинхронные во влагоморозостойком исполнении, мощностью от 4 до 40кВт. Кратности начального пускового и максимального момента электродвигателя и кратности пускового тока соответственно равны: Мпуск/Мном = 1,8-2,0; Ммах/Мном =2,2-2,5; Iпуск/Iном = 5,5-7,5. Основная синхронная частота вращения – 1500 об./мин. Для получения необходимого числа ходов точки подвеса штанг могут быть применены электродвигатели с частотой вращения 750 или 1000 об./мин. серии АОП. Двигатели питаются электроэнергией от промысловой сети напряжением 380 В через понижающие трансформаторные подстанции 6000/380 В. Электродвигатели выполнены в искробезопасном исполнении, т.е. снабжены масляными выключателями для предохранения от искрообразования в контактах, а также приспособлением, автоматически включающим 9 электродвигатель, для чего устанавливают индивидуальные или самозапускающиеся приспособления. Техническая характеристика электродвигателей. Типоразмер станка-качалки Электродвигатель Тип Мощность, кВт СК3-1,2-630 АОП2-41-4У2 или АОП2-42-6У2 ЧА132М6У2 или ЧА132S4У2 4 7,5 СК5-3-2500 АОП2-71-4У2 или АОП2-72-6У2 22 СК6-2,1-2500 ЧАР180М6У2 или ЧАР160МЧУ2 18,5 СК8-3,5-4000 АОП2-72-4У2 или АОП2-81-6У2 30 СК12-2,5-4000 ЧАР200L6У2 или ЧАР180М4У2 30 СК8-3,5-5600 АОП2-41-4У2 или АОП2-42-6У2 40 СК10-3-5600 ЧАР225М6У2 или ЧАР200М4У2 37 10 1.2. Устьевое оборудование. Устьевое оборудование предназначено для: - подвески НКТ, - герметизации устья; - проведения технологических операций и исследовательских работ в скважинах. Оборудование устьевое ОУ-140—146/168—65Б и ОУ-140—146/168— 65ХЛ: 1— крестовина; 2 — конусная подвеска; 3 — резиновые уплотнения; 4 — разъемный фланец; 5 — патрубок; 6— тройник; 7 — задвижка; 8 — устьевой сальник СУС2; 9 и 11 — обратный клапан; 10—кран; 12—пробка Оборудование устья позволяет подвешивать НКТ эксцентрично относительно оси скважины, что даёт возможность исследования скважин через межтрубное пространство. Скважинные приборы опускаются в межтрубное пространство через специальный патрубок 5. На выкидной и газоотводящей линиях устанавливают пробковые краны и обратные клапаны 11, исключающие возможность перетекания жидкости из выкидных линий в затрубное пространство скважины. НКТ подвешивают на конусе 2. Патрубок для спуска приборов и конусный отвод уплотняются резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Устьевой сальник типа СУС-2 оборудования устья имеет двойное уплотнение. Оборудование устья скважины унифицировано с серийно выпускаемой фонтанной арматурой с проходными пробковыми кранами. Техническая характеристика устьевого оборудования. Показатели ОУ-140-146/168-65Б ОУШ-65/50140 11 Рабочее давление в арматуре, МПа 14 14 Рабочее давление в устьевом сальнике, МПа: при остановившемся станке-качалке при работающем станке-качалке 14 4 14 4 Тип запорного устройства: ствола боковых отводов Кран пробковый проходной типа КППС — То же Вентиль угловой с Dу=50мм, Ру=14МПа Рабочая среда Некоррозионная Нефть, газ, газоконденсат Габариты, мм 2100430950 1100680950 Масса, кг 450 200 Устьевое оборудование типа ОУШ- 65/50 140 состоит из корпуса 1, трубной подвески 2, устьевого сальника 3, отвода с вентилем, предназначенного для спуска в затрубное пространство скважинных приборов. Продукция скважин отбирается через боковой отвод трубной головки, на котором установлены быстросъёмный дроссель и запорный угловой вентиль. Второй боковой отвод с вентилем сообщается с затрубным пространством. В конструкции сальникового устройства предусмотрен обратный клапан, предотвращающий выброс жидкости из скважины в случае обрыва штока. В трубной подвеске 2 имеется клапан для разрядки затрубного пространства скважины. Сальники устьевые СУС. СУС предназначен для герметизации сальникового штока. 12 Устьевой самоустанавливающийся сальник: а—СУС1—73—31; б—СУС2—73—31; 1—тройник; 2—втулкинижняя; 3—вкладыш; 4— стопор; 5 — кольцо уплотнительное; 6— манжетодержатель; 7—крышка шаровая; 8—уплотнительная набивка; 9—головка шаровая; 10—вкладыш; 11—грундбукса; 12— крышка головки; 13— гайка; 14—болт откидной; 15 — палец; 16 — шплинт; 17 — гайка накидная; 18 — ниппель; 19 — наконечник; 20 — сальниковый шток Сальник СУС состоит из самоустанавливающейся шаровой головки и тройника. Шарнирное соединение обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины. Шаровая головка в тройнике удерживается крышкой, закреплённой двумя откидными болтами и гайками. Конструкция сальника обеспечивает замену сальниковой набивки без остановки скважины, позволяет извлекать на поверхность плунжер трубного насоса или вставной насос целиком без разъединения выкидной линии и снятия тройника. Для этого достаточно отвинтить головку и снять корпус сальника. Сальник рассчитан на высокое давление, выпускается двух типов: 1) СУС-1- с одинарным уплотнением; 2) СУС-2- с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлением). Техническая характеристика устьевых сальников. Показатели СУС-1-73-31 СУС-2-73-31 Присоединительная резьба, мм 73 73 Диаметр устьевого штока, мм 31 31 Наибольшее давление (при неподвижном штоке и затянутой сальниковой набивке), МПа 7 14 13 Рабочее давление, МПа 4 4 Габариты, мм 340×182×407 340×182×526 Масса, кг 21 24 Устьевой сальниковый шток. Для предохранения устьевого сальника от быстрого износа верхняя штанга должна иметь чистую гладкую поверхность. Поэтому вместо верхней штанги применяют сальниковые штоки, изготавливаемые из круглой холоднотянутой калиброванной углеродистой стали марки сталь 40. Чистота поверхности сальниковых штоках обеспечивается заводом поставщиком калиброванного проката. Сальниковые штоки не проходят дополнительную термическую обработку, так как материал поставляется в соответствии с состоянием нормализации. Сальниковые штоки выпускаются трёх типоразмеров. Шток соединяется с насосными штангами при помощи штанговых муфт. Техническая характеристика сальниковых штоков. Показатели ШСУ-31-2600 ШСУ-31-4600 ШСУ-36-5600 Наибольшая нагрузка на шток, кН 65 65 100 Присоединительная резьба насос- ных штанг по ГОСТ13877-80Е, мм ШН22 ШН22 ШН25 Диаметр, мм 31 31 36 Длина, мм 2600 4600 5600 Масса, кг 15 27 46 Подвеска устьевого штока Подвеска устьевого штока предназначена для соединения сальникового штока с головкой балансира станка-качалки. Состоит из нижней траверсы, в которую вварены две втулки, клиновидных планок для крепления концов канала, подъёмных винтов с конусной заточкой в верхней части верхней траверсы, клиновидных плашек для зажима сальникового штока, зажимной гайки 14 Подвеска устьевого штока ПСШ: 1—нижняя траверса; 2—плашка каната; 3— пружина плашек: 4 — винт опорный; 5— верхняя траверса; 6 — плашка штока: 7—пружина плашек штока; 8 — сальниковый шток; 9 — канат Сальниковый шток подвешивается в клиновом захвате верхней траверсы, а концы стального каната, перекинутого через ролик на головке балансира станка- качалки, закреплены в зажимах нижней траверсы. Нагрузка, создаваемая штангами и столбом жидкости над плунжером насоса и воспринимаемая верхней траверсой, передаётся на нижнюю траверсу через опорные втулки. Винты служат для увеличения зазора между траверсами, когда необходимо установить специальный прибор-динамограф, чтобы изменить нагрузки, возникающие в колонне штанг при работе насоса. При заделке каната в подвеску его концы сначала вводят в отверстия верхней 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. Верхнюю часть канатной подвески надевают на ролик балансира станка- качалки, а траверсу соединяют с сальниковым штоком путём захвата его плашками. Канатная подвеска выпускается под шифром ПСШ Основные размеры (мм) подвески устьевого штока. Станок- качалка Подвеска устьевого штока d d1 A L B H СК3-1,2-630 ПСШ-3 16 31 140 250 86 195 СК5-3-2500 СК6-2,1-5600 ПСШ-6 22,5 31 150 285 106 210 СК8-3,5-4000 СК12-2,5- 4000 ПСШ-15 25,5 36 170 300 108 245 15 СК8-3,5-5600 СК10-3-5600 Техническая характеристика подвески устьевого штока. Показатели ПСШ-3 ПСШ-6 ПСШ-15 Тип станка-качалки СК3-1,2-630 СК5-3-2500 СК6-2,1-2500 СК8-3,5-4000 СК12-2,5-4000 СК8-3,5-5600 СК10-3-5600 Наибольшая допусти- мая нагрузка, кН 30 60 150 Диаметр устьевого штока, мм 31 31 36 Диаметр каната, мм 16 22,5 25,5 Габариты, мм: длина ширина высота 250 86 195 285 100 210 300 108 245 Масса, кг: в собранном виде полного комплекта 14 16 23 26 41 44 Электрооборудование скважин, оборудованных ШГНУ. Электрооборудование скважин, оборудованных ШГНУ состоит из: Трансформаторной подстанции Станции управления Кабельных линий Трансформаторные подстанции предназначены для приёма, преобразования и распределения электрической энергии, рассчитаны на напряжение 6 или 10кВ. Подстанции приспособлены к длительной работе на открытом пространстве в следующих условиях: - максимальной температуре среды + 40ºС; 16 - максимальной среднесуточной температуре среды + 35ºС; - минимальной температуре среды - 40ºС и периодически - 45ºС; - относительной влажности воздуха до 90%; - в не взрывоопасной среде, не содержащей едких паров, пыли и газов в концентрациях разрушающих металлы, защитные покрытия и изоляцию элементов подстанции; - при скорости ветра до 40м/с;на высоте до 1000м над уровнем моря. Трансформаторная подстанция устанавливается на фундаменте и должна быть заземлена стальными проводниками сечением 48мм² при толщине не менее 4мм. Двери трансформаторной подстанции должны быть закрыты для предупреждения свободного доступа и должны иметь предупреждающие надписи. Станция управления предназначена для управления работой штанговой насосной установки, контроля и защиты электрооборудования. Станции управления обеспечивают: ручной пуск и остановку электродвигателя; автоматический пуск электродвигателя (самозапуск); пуск и остановку по заданной программе; защитное отключение электродвигателя с задержкой в зависимости от перегрузки в установившемся режиме работы при возникновении аварийных ситуаций (обрыве фаз, обрыве ремней, обрыве штанг, перегрузках по току, неисправности насоса, заклинивании редуктора, повышении или понижении давления в выкидном трубопроводе на заданные уставки). На объектах нефтедобычи применяются станции управления типа: БУС- 3М, БУС-4, СУС-01, СУС " Омь ". Кабельная линия предназначена для подвода электроэнергии от трансформаторной подстанции к станции управления и от станции управления к электродвигателю. 17 2. Погружное оборудование 2.1. Принципиальная схема оборудования скважины с ШГНУ Схема оборудования скважины с ШГНУ 1 – перфорированная часть пласта; 2 – штанговый насос; 3 – колонна штанг; 4 – колонна НКТ; 5 – эксплуатационная колонна; 6 – фонтанная арматура; 7 – станок-качалка 18 Работа штангового насоса ВСАСЫВАЮЩИЙ КЛАПАН НАГНЕТАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН Ход плунжера вверх Всасывающий клапан открыт Нагнетательный клапан закрыт Ход плунжера вверх Всасывающий клапан открыт Нагнетательный клапан закрыт Ход плунжера вниз Всасывающий клапан закрыт Нагнетательный клапан открыт 19 К погружному оборудованию, скважины с ШГНУ относят: Штанговый глубинный насос. Насосно-компрессорные трубы. Насосные штанги. Различные защитные устройства (газовые или песочные якоря, фильтры). 2.2. Принцип работы ШГНУ Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки. Где вращательное движение, получаемое от электродвигателя 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. 20 2.3. Штанговые насосы Штанговые насосы по конструкции и способу установки подразделяют на невставные (трубные) и вставные. Невставные насосы отличаются тем, что основные их узлы в скважину спускают раздельно: цилиндр – на насосно-компрессорных трубах, а плунжер и всасывающий клапан – на насосных штангах. Поднимают невставной насос также раздельно: сначала на штангах поднимают плунжер с всасывающим клапаном, затем на НКТ – цилиндр. Невставные насосы бывают: двухклапанные НГН-1 (насос глубинный невставной первого типа); трёхклапанные НГН-2. Насос НГН-1 имеет три основных узла: первый – цилиндр, который состоит из собственно цилиндра 2, патрубка-удлинителя 4 и седла конуса 6; второй – плунжер, в состав которого входят сам плунжер 3 и шариковый нагнетательный клапан 1; третий – шариковый всасывающий клапан 5 с захватным штоком 7, головка которого находится в полости цилиндра. Насос НГН-1 Насос НГН-2 1 2 3 4 7 5 6 8 9 10 21 После спуска на НКТ цилиндра с седлом конуса 6 в скважину спускают плунжер 3 с всасывающим клапаном 5, который висит на захватном штоке 7. Всасывающий клапан вставляют в седло конуса. Для нормальной работы насоса длину хода полированного штока выбирают таким образом, чтобы при ходе плунжера вниз он не доходил до всасывающего клапана, а при ходе вверх – не зацеплял головку балансира. Насос НГН-1 - предназначен для эксплуатации скважин при глубине подвески до 1500м. Существенный недостаток насоса НГН-1 – слишком большой объём вредного пространства. Этот недостаток устранён в трёхклапанных насосах НГН-2, в нижней части плунжера которого имеется второй нагнетательный клапан 8. Всасывающий клапан в скважину спускают посаженным в седло конуса, а поднимают с помощью укороченного захватного штока 10 с поперечной шпилькой на головке. Перед подъёмом плунжера спускают до упора на всасывающий клапан. Укороченный шток с поперечной шпилькой заходит в фигурный паз 9, находящийся в нижней части плунжера, и при повороте штанг с плунжером вправо на четверть оборота зацепляется с ним. Возвращение всасывающего клапана после осмотра на своё место осуществляют также с помощью укороченного штока. Для этого после посадки всасывающего клапана в седло конуса штанги поворачивают влево и приподнимают таким образом, чтобы при ходе плунжера вниз они не доходили до укороченного штока. Недостатком невставных насосов типа НГН является то, что для устранения неисправностей или смены насоса необходимо поднимать сначала штанги с плунжером и всасывающим клапаном, затем – насосно-компрессорные трубы с цилиндром, на что затрачивается много времени. Поэтому предложены вставные насосы типа НГВ, которые спускаются в скважину сразу в собранном виде на штангах. 22 На практике широко применяют насосы типа НГВ-1, предназначенные для эксплуатации скважин при глубине подвески до 2500м. Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет всасывающий клапан 8, а на верхнем конце – конус 3, который входит в замковую опору 4 и герметизирует насосно- компрессорные трубы (НКТ) 7. Плунжеры 6 подвершивают на колонне штанг при помощи штока 1 таким образом, чтобы при ходе вниз он не касался всасывающего клапана, а при ходе вверх не доходил до ниппеля 2. Ниппель смонтирован на верхнем конусе и служит для направления штока 1. На нижнем конце НКТ смонтирована направляющая труба. Плунжеры насоса типа НГВ-1 изготавливают диаметрами 28, 32, 38 и 43мм. Для эксплуатации скважин глубиной от 2500 до 3500м применяют насосы типа НГВ-2, у которых замковая опора 1 перенесена в нижнюю часть кожуха 2, что позволяет разгрузить его от растягивающих усилий при ходе вниз. 1 4 3 2 5 6 7 8 2 1 Насос НГВ-1 Насос НГВ-2 23 Цилиндр насоса собирается из отдельных втулок длиной 300мм, которые изготавливают из модифицированного серого чугуна или из легированной стали. С целью повышения износостойкости и твёрдости рабочей поверхности втулки подвергают специальной термической обработки. В зависимости от типа насоса и их подачи рабочие цилиндры насосов собирают из 2 – 29 втулок. Плунжеры штанговых насосов изготавливают из цельнотянутых стальных труб длиной 1200м и толщиной стенок от 5 до 9,5мм. Для эксплуатации скважин с нефтяными без механических примесей применяют плунжеры с гладкой внешней поверхностью. При содержании в извлекаемой продукции незначительного количества песка на внешней поверхности плунжера делают кольцевые канавки-ловушки. При этом отдельные песчинки попадают в эти канавки и вероятность повреждения полированных поверхностей плунжера и цилиндра уменьшается. На скважинах с большим содержанием песка в откачиваемой жидкости применяют специальные плунжеры типа «пескобрей». На штанговых насосах применяют шариковые клапаны, их седла имеют или бурт, или гладкую поверхность. Последние применяют в качестве нагнетательных клапанов. 2.4. Насосные штанги Колонна насосных штанг служит для соединения плунжера штангового насоса с приводом насосной установки и сообщает плунжеру возвратно- 24 поступательное движение. Колонну насосных штанг собирают из отдельных штанг длиной 8м, диаметрами 12, 16, 19, 22, 25, и 28мм, которые соединяют между собой муфтами. Для регулирования положения плунжера относительно цилиндра насоса используют короткие штанги - "метровки" длиной 1 – 3м. 2.5. Насосно-компрессорные трубы Насосно-компрессорные трубы (НКТ) предназначены для подвески штанговых глубинных насосов, транспортирования добываемой жидкости на дневную поверхность и проведения ремонтных работ. Для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы различных групп прочности диаметром 38, 50, 63, 73, 89, 102 и 114мм с толщиной стенок от 4 до 7мм, длиной 5,5 – 10м. 2.6. Защитные устройства ШГНУ Газовые якоря. Газовые якоря позволяют частично отводить свободный газ от приёма насоса в затрубное пространство. Разработано много различных конструкций газовых якорей. Простейший однокорпусный газовый якорь ЯГ-1- якорь-зонт. 25 Якорь зонт состоит из корпуса 3, изготовляемого из труб диаметром 42, 48, 73мм, всасывающей трубки 4 диаметром 16мм, трубчатого угольника 5 диаметром 12мм, уплотняющих манжет 6 из прорезиненного ремня, шайбы 2 для разобщения зоны всасывания от зоны нефтегазовой смеси в корпусе якоря и муфты 1. Якорь-зонт действует следующим образом. Нефтегазовая смесь поступает в корпус якоря и через отверстие А выходит в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и корпусом якоря. Вследствие изменения направления движения газожидкостной смеси (на 180º) газ отделяется от нефти и поднимается, а дегазированная нефть движется вниз, входит в отверстие Б трубчатого угольника и через угольник и всасывающую трубку поступает на приём насоса. В якоре-зонте роль затрубного пространства выполняет корпус якоря, а роль корпуса якоря — затрубное пространство. Поэтому сечение затрубного пространства очень сужено, а сечение корпуса расширено. Винтовой газовый якорь состоит из корпуса 4, винта 5, трубки 3, выводящий газ в кольцевое пространство скважины. Клапан 2 предотвращает поступление жидкости и газа сверху из скважины в трубу. Смесь газа и жидкости, поступает в якорь через отверстие, совершает винтовое движение, направляемое поверхностью винта. Под действием центробежной силы частицы жидкости перемещаются к стенке корпуса якоря, а пузырьки газа - к боковой поверхности стержня 6 винта. Двигаясь далее вверх, газ попадает в газовыпускную трубу 3, а жидкость на прием насоса 1. Винтовой якорь основан на инерционном принципе сепарации газа. Песочный якорь. 1 3 2 4 5 6 7 26 Песочные якоря бывают различных конструкций. Работа песочных якорей основана на отделении песка от нефти при уменьшении скорости и изменении направления движения струи, поступающей к приёму насоса. Наиболее эффективен в работе песочный якорь обращённого типа. Жидкость, поступающая в якорь через отверстие А, проходит по трубе 2 малого диаметра, попадает в корпус 3, где её скорость резко снижается и меняется направление движения струи. Песок оседает на дно корпуса, а очищенная от песка жидкость поступает на приём насоса. По мере накопления песка в корпусе якорь извлекают на поверхность, очищают от песка и снова спускают в скважину. В скважинах, где выделяется много песка и газа, применяют газопесочный якорь. Газопесочный якорь ЯГП-1 состоит из двух камер - газовой 4 и песочной 7, соединённых между собой специальной муфтой 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, в нижней – рабочая труба 6, снабжённая конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приёму насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря с всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9. При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстие А в газовую камеру, газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстие Б в специальной муфте и через рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в 1 А 2 3 4 27 песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубку 3 на приёме насоса. Песочные фильтры. Выпускают сетчатые, щелевые, гравийные, минералокерамические, металлокерамические песочные фильтры. Они устанавливаются на приёме насоса. 28 |