Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин — от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200_3400 м).
ШСНУ включает:
- а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
- б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Штанговая глубинная насосная установка (рис. 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
1. Устьевое оборудование УШСН
1.1 Станки-качалки
Станок-качалка (рис. 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.
Рис. 2. Станок-качалка типа СКД: 1 — подвеска устьевого штока; 2 _ балансир с опорой; 3 _ стойка; 4 _ шатун; 5 _ кривошип; 6 _ редуктор; 7 _ ведомый шкив; 8 _ ремень; 9 _ электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 _ ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 _ канатная подвеска
Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.
Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент).
Электродиафрагменные насосы
... (станка-качалки), установленного на поверхности. Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти, ... штангового глубинного насоса ШГУ включает: а) наземное оборудование -- станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления; ... до 8. Добыча нефти с применением скважинных штанговых насосов - один самых распространённых способов добычи нефти. Это не ...
Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива).
Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 13).
Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.
1.2 Регулировка амплитуды движения головки балансира
Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 1) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).
За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.
Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.
Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД табл. 1.
Таблица 1
|
Станок_качалка |
Число ходов балансира в мин. |
Масса, кг |
Редуктор |
|
|
СКД3-1,5-710 |
515 |
3270 |
Ц2НШ-315 |
|
|
СКД4-2,1-1400 |
515 |
6230 |
Ц2НШ-355 |
|
|
СКД6-2,5-2800 |
514 |
7620 |
Ц2НШ-450 |
|
|
СКД8-3,0-4000 |
514 |
11600 |
НШ-700Б |
|
|
СКД10-3,5-5600 |
512 |
12170 |
Ц2НШ-560 |
|
|
СКД12-3,0-5600 |
512 |
12065 |
Ц2НШ-560 |
|
В шифре, например, СКД8-3,0-4000, указано Д — дезаксиальный; 8 _ наибольшая допускаемая нагрузка Р max на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3,0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент Мкр, max на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН*м.
АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП-114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».
Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.
Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.
Техническая характеристика
Нагрузка на шток. кН (тс) 60 (6)
Длина хода, м 1,22,5
Число двойных ходов в минуту 17
Мощность, кВт 18,5
Масса привода, кг 1800
Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример — передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».
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
2.1 Устьевой сальник
Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2 (рис. 3).
Рис. 3. Устьевой сальник типа СУС1: 1 — нипель; 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 — тройннк; 16 — болт откидной; 17 — палец
2.2 Устьевая арматура
Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рис. 4).
Рис. 4. Устьевая арматура типа АУШ: 1 — отверстие для проведения исследовательских работ; 2 — сальникове 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
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 |
4 |
|
|
при остановленном станке-качалке |
14 |
|
|
Условный проход, мм: ствола |
65 |
|
|
обвязки |
50 |
|
|
Подвеска насосно-компрессорных труб |
Конусная |
|
|
Диаметр подвески труб, мм |
73 |
|
|
Присоединительная резьба |
(ГОСТ 632—80) |
|
|
Резьба НКТ Диаметр устьевого патрубка, мм |
146 |
|
|
Габариты, мм |
3452х770х1220 |
|
|
Масса, кг |
160 |
|
3. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока.
Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.
До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».
На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве.
Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.
Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС — 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье.
Заключение
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.
Список литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/ustevaya-armatura/
1. Бухаленко Е.И. и др. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. — М.: Недра, 1990, — 589 с.
2. Быков И.Ю., Бочарников В.Ф., Ивановский В.Н., Цхадая Н.Д., Мордвинов А.А. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. Том 1 — М.: ООО«Издательство «Энерджи Пресс», 2013, — 456 с.
3. Гасанов А.П. Аварийно-восстановительные работы в нефтяных и газовых скважина. — М,: Недра, 2007, -132с.
4. Ишмурзин А.А. Оборудование и инструмент для подземного ремонта, освоения и увеличения производительности скважин. Уч пособие, УФА,: И-во УГНТУ, 2003, -225 с.
5. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. — Уфа, 2001.
