Нефтегазопромысловое оборудование (1). Содержание введени оборудование общего назначения
 Скачать 3.16 Mb.
|
|
3.2. Устьевое оборудование Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах. В оборудовании устья колонна насосно-компрессорных труб в зависимости от ее конструкции подвешивается в патрубке планшайбы или на корпусной трубной подвеске. Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2 (рис. 14). Рисунок 14 — Устьевой сальник типа СУС1 1 — ниппель; 2 — накидная гайка; 3 — втулка; 4 — шаровая крышка; 5 — крышка головки; 6 — верхняя втулка; 7 — нажимное кольцо; 8, 10 — манжеты; 9 — шаровая головка; 11 — опорное кольцо; 12 — нижняя втулка; 13 — кольцо; 14 — гайка; 15 — тройник; 16 — болт откидной; 17 — палец. Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рисунок 15). Трубная подвеска, имеющая два уплотнительных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ. Проекция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески, а сброс давления из затрубного пространства производится через встроенный в корпус трубной подвески перепускной клапан. Техническая характеристика АУШ 65/50 Х 14: Рабочее давление, МПа в устьевом сальнике СУС при работающем станке-качалке при остановленном станке-качалке 4 14 Условный проход, мм: ствола обвязки 65 50 Подвеска насосно-компрессорных труб конусная Диаметр подвески труб, мм 73 Присоединительная резьба (ГОСТ 632—80) Резьба НКТ 20 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Диаметр устьевого патрубка, мм 146 Габариты, мм 3452х770х1220 Масса, кг 160 Рисунок 15 — Устьевая арматура типа АУШ 1 — отверстие для проведения исследовательских работ; 2 — сальниковое устройство; 3 — трубная подвеска; 4 — устьевой патрубок; 5, 8 и 9 — угловые вентили; 6 — отборник проб; 7 — быстросборная муфта; 10 — перепускной патрубок; 11 — уплотнительное кольцо. 3.3. Штанги насосные (ШН) ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рисунок 16). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные — 1000 - 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. 21 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 16 — Насосная штанга Шифр штанг — ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей — сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа. Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт. Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рисунок 17) — для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП — для соединения штанг разного диаметра. Рисунок 17 — Соединительная муфта а — исполнение I; б — исполнение II Для соединения штанг применяются муфты — МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм). АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосноориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм 2 . Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 ¸ 11000 мм. Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 ¸ 20 %, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород». 3.4. Штанговые скважинные насосы (ШСН) ШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99 %, температурой не более 130 °С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л. Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 18). 22 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 18 — Типы скважинных штанговых насосов НВ1 — вставные с заулком наверху; НВ2 — вставные с замком внизу; НН — невставные без ловителя; НН1 — невставные с захватным штоком; НН2 — невставные с ловителем. Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений: а) по цилиндру: Б — с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром; С — с составным (втулочным) цилиндром. б) специальные: Т — с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг; А — со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса; Д1 — одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа; Д2 — двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости; У — с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе. Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные. в) по стойкости к среде: без обозначения — стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1.3 г/л — нормальные; И — стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1.3 г/л — абразивостойкие. Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырех групп (таблица 5). 23 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Таблица 5 Группа посадки Размер зазора между цилиндром и плунжером насоса при исполнении цилиндра, мм Б С 0 0.045 0.045 1 0.01 ¸ 0.07 0.02 ¸ 0.07 2 0.06 ¸ 0.12 0.07 ¸ 0.12 3 0.11 ¸ 0.17 0.12 ¸ 0.17 В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы — исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры — диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра — группу посадки. Цилиндры насосов изготовляют двух исполнений: ЦБ и ЦС. ЦБ — цельный безвтулочный толстостенный; ЦС — составной из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками. Исходя из назначения и области применения скважинных насосов, выпускают плунжеры и пары «седло-шарик» клапанов различных поверхностей. Плунжеры насосов изготавливают четырех исполнений: ПХ1 — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности; ПХ2 — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце; П111 — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка; П211 — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце. Пары «седло-шарик» клапанов насосов изготавливают в трех исполнениях: К — с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали; КБ — то же, с седлом и буртиком; КИ — с цилиндрическим седлом из твердого сплава и шариком из нержавеющей стали. Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости к среде, применяемые преимущественно для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1.3 г/л) механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения ПХ1 или ПХ2 с парами «седло-шарик» исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивостойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1.3 г/л механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения П1И или П2И и парами «седло-шарик» исполнения КИ. Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных. Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений: НВ1С — вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1Б — вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1Б И — то же абразиовостойкого исполнения по стойкости к среде; НВ1БТ И — то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде; НВ1БД1 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1БД2 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде. Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые. Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения: НВ2Б — вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде (рисунок 19). 24 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 19 — Скважинный штанговый насос исполнения НВ2Б 1 — защитный клапан; 2 — упор; 3 — шток; 4 — контргайка; 5 — цилиндр; 6 — клетка плунжера; 7 — плунжер; 8 — нагнетательный клапан; 9 — всасывающий клапан; 10 — упорный ниппель с конусом. Скважинные насосы типа НН выпускают двух исполнений: ННБА — невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде; ННБД1 — невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде. Скважинные насосы типа НН1 изготовляют одного исполнения: НП1С — невставной с захватным штоком, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде. Скважинные насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений: НН2С — невставной с ловителем, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде; НН2Б — невставной с ловителем, цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде (рисунок 20); НН2Б…И — то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде; НН2БТ…И — то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде; НН2БУ — невставной с ловителем, разгруженным цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде. Рисунок 20 — Скважинный штанговый насос исполнения НН2Б и НН2Б…И 1 — цилиндр; 2 — шток; 3 — клетка плунжера; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — шток ловителя; 7 — всасывающий клапан; 8 — седло конуса. 25 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Все насосы типа НН2 — одноплунжерные, одноступенчатые. Замковая опора типа ОМ предназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры обеспечивает надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращает искривление насоса в скважине. Замковая опора ОМ (рисунок 21) состоит из опорного кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников 1 и 6. Переводник имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготавливают из нержавеющей стали. Конической внутренней фаской оно сопрягается с ответной конической поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса. Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования. Максимальное усилие срыва замка 3 ¸ 3.5 кН. Рисунок 21 — Замковая опора Варианты крепления насосов приведены на рисунке 22. 26 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 22 — Крепление вставных насосов Рисунок 23 — Область применения ШСН Сураханского машиностроительного завода Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска (рисунок 22). Чем больше вязкость жидкости, тем принимается 27 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором. Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ — в зависимости от типа и условного размера насоса. 3.5. Производительность насоса Теоретическая производительность ШСН равна — Ln D Q t 2 4 1440 , м 3 /сут., где 1440 - число минут в сутках; D — диаметр плунжера наружный; L — длина хода плунжера; n — число двойных качаний в минуту. Фактическая подача Q всегда t Q Отношение n t Q Q , называется коэффициентом подачи, тогда n t Q Q , где n изменяется от 0 до 1. В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть 1 n . Работа насоса считается нормальной, если 8 0 6 0 ¸ n Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами ут н ус g n , где коэффициенты: g — деформации штанг и труб; ус — усадки жидкости; н — степени наполнения насоса жидкостью; ут — утечки жидкости. Где S S пл g / , где пл S — длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); S — длина хода устьевого штока (задается при проектировании). S S S пл , t пл S S S , где S — деформация общая; S — деформация штанг; t S — деформация труб. b ус / 1 , где b — объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях. Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса R R К 1 1 вр н , где R — газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания). Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить н Коэффициент утечек 28 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ н ус g т ут ут 1 Q g где ут g — расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); ут — величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи. Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин. Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы: m n n тек 1 T t , где n — начальный коэффициент подачи нового (отремонтированного) насоса; T — полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина — износ плунжерной пары, то T означает полный, возможный срок службы насоса); m — показатель степени параболы, обычно равный двум; t — фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса. Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А.Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода 3 э р р мопт 5 , 1 В В t Т t , где p t — продолжительность ремонта скважины; p B — стоимость предупредительного ремонта; э B — затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая p B Подставив мопт t вместо t , определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом попт Если текущий коэффициент подачи п станет равным оптимальному попт (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса. Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит: m мопт n nср 1 1 1 Т t m Анализ показывает, что при 12 0 / Т В B э p допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15 ¸ 20 %, а при очень больших значениях Т В B э p / она приближается к 50 %. Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины. |