5.3. Оборудование для эксплуатации скважин штанговыми насосными установками (шсну)

Применение насосов НН (невставного типа) предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ (насос вставного типа) в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается 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.

Принцип действия схема штанговой насосной установки.

колонне

Станки-качалки служат для передачи возвратно-поступательно движения насосных штанг и плунжеру насоса.

Станки - качалки предусматривает выпуск 13 типоразмеров танков грузоподъемностью от 2,0 до 20,0 т. Тип станка-качалки выбирают в зависимости от глубины скважины и предполагаемого её дебита, т.е. количество добываемой нефти за единицу времени.

Станок качалка монтируемый в раме, состоит из следующих основных узлов-электродвигателя, балансира с головкой, редуктора с кривошипом и роторным противовесом. Балансир качается на опоре, укреплённой на стойке. На головке балансира крепится мягкая подвеска для штанг. От двигателя с помощью клиноременной передачи движение передаётся на шкив редуктора. Частота вращения выходного вала редуктора соответствует заданному числу качаний балансира станка-качалки.

На этом валу жестко закреплён кривошип, с которым шарнирно соединен шатун. Соединение шатуна с балансиром также шарнирное.

Роторные противовесы предназначены для уравновешивания веса колонны штанг и столба жидкости (ходы вверх и низ) и снижение инерционных усилий. Правильным подбором противовеса обеспечивает снижение мощности, потребляемой электродвигателем. Противовесы на кривошипе могут перемешаться по оси. Профиль головки балансира позволяет точке подвески штанг находится точно над центром скважины. При подземном ремонте головка имеет возможность проворачиваться в любую сторону. Для облегчения обслуживания-узлов балансира на стойке предусмотрены лестницы. Преставлением нижних концов шатунов из одних отверстий кривошипов 6 в другие можно получить различный радиус кривошипа и различную длину хода полированного штока. Число качаний балансира можно изменить сменой шкивов на электродвигателе

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 п 13 - рама; 14 -противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска

Насосная установка стоит из насоса 2 находящегося в скважине, и станка качалки 9, установленного на поверхности у устья. На колонне насосно-компресорных труб 3 в скважину спускают насос, состоящий из цилиндра, внутри которого расположен плунжер. В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан, в нижней части неподвижного цилиндра - всасывающий клапан. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг 4, которые передают ему возвратно-поступательное движение от станка-качали. Самая верхняя штанга 7 (полированный или сальниковый шток) соединена с головкой балансира станка-качалки канатной или цепной подвеской. Через тройник 5, находящийся в верхней части колонны насно-компресорных труб, жидкость направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг предаётся от электродвигателей через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

Насосные штанги представляют собой стальные стержни круглого сечения, на концах которых высажены утолщенные головки. Последние имеют резьбу и участок с квадратным сечением для захвата ключом. Сальниковый (полированный) шток в отличие от обычных штанг не имеет головок, но на концах его нарезана стандартная резьба.

Оборудование устья насосной скважины.

Оборудование устья насосной скважины предназначено для подвески труб, герметизации устья и направления продукции скважины в выкидную линию.

На колонный фланец устанавливают планшайбу, на которой подвешивается колонна насосных труб. В план шайбу предусмотрены два отверстия: боковое горизонтальное для отвода газа из затрубного пространства и вертикальное - для спуска в затруоное пространство приборов при замерах уровня жидкости в скважине. Сверху планшайбы крепится тройник, через боковой отвод которого нефть из скважины подается нефтесборную сеть. Над тройником устанавливаются сальник, через который проходи!

полированный шток.

Сальник с двойным уплотнением состоит из двух основных узлов: самоустанавлиющейся шаровой головки и тройника. В шаровой головке помещены нижняя и промежуточная (средняя) втулки, нижний манжетодержатель, верхняя сальниковая набивка и верхняя втулка (грундобукса). Сальниковую набивку подтягивают крышкой, навинченной на корпус. В верхней для смазки трущихся поверхностей сальникового штока и вкладышей.

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

Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески.

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 X 14 Рабочее давление, МПа:

Технологическая карта на изготовление граблей (изготовление зубцов граблей) 13

Проекция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески, а сброс давления из затрубного пространства производится через встроенный в корпус трубной подвески перепускной клапан.' 19

Техническая характеристика АУШ 65/50 X 14 Рабочее давление, МПа: 19

ШН - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. 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.

Голобка штанги

Шифр штанг ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей - сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15Н3МА 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 - для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП - для соединения штанг разного диаметра.

Для соединения штанг применяются муфты - МШ 16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

Обслуживание насосных скважин

Обслуживание насосных, скважин заключается в наблюдение за работой станка- качалки, состоянием наземного оборудования и подачей жидкости. Для этого необходимо смазывать трущиеся части станков-качалок, контролировать их состояние, проверять степень их уравновешивания, по графику проводить текущий и капитальный ремонты.

Применяемые телемеханические системы позволяют осуществить связь с любой скважиной или другим объектом. С пульта оператора можно включить и выключись электродвигатель станка-качалки, замерить дебит скважины, получить телесигнал состояния станка-качалки («работает», «остановлена») и сигнал аварийной остановки, иметь двухстороннюю телефонную связь с персоналом, находящимся у скважины.

Установки для измерения и сепарации продукции скважин

При разработке месторождений по каждой скважине необходимо измерять дебит нефти, воды, газа, а также определять количество содержащихся в продукции механических примесей. Это позволит судить о нарушение режима эксплуатации скважин в месторождение целом. Например, если-^- увеличивается количество воды, возможно обводнение скважины; если увеличивается количество газа, возможна потеря движущей силы пласта и уменьшение нефтеотдачи его; при увеличение содержания механических примесей возможно разрушение призабойной зоны. Для измерения дебита применяют сепарационно-замерительные установки. Сепарационно-измерительными их называют потому, что для определения количества каждого компонента продукции скважины необходимо отделить их друг от друга, т.е. процессу измерения предшествует процесс сепарации. На практике применяют индивидуальные и групповые установки.

В напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типа ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сепарационно-замерная установка типа «Спутник-А» предназначена для автоматического измерения дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировкой коллекторов при аварийных состояниях. Рассчитана она на давления 1,6 и 4 МПа. Эта установка состоит из следующих узлов:

1. многоходового переключателя скважин;'

2. установка измерения дебита;

3. гидропривод;

4. отсекателей;

5. блока местной автоматизации.

Технологическая схема её работы следующая. Продукция скважин по выкидным линиям подаётся в многоходовой переключатель, работа которого полностью автоматизирована. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. В зависимости от его положения продукция направляется по линии в газосепаратор, который состоит из верхней и нежней емкостей. Продукция остальных скважин, миную газосепаратор, направляется в сборный коллектор. В газосепараторе происходит отделение газа от нефти. Газ из газосепаратора направляется в сборный коллектор, где смешивается с продукцией остальных скважин. Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, уровень нефти здесь все время повышается, и при определённом положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходометр в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается, в результате чего заслонка открывается и процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины. В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшие через счетчик-расходометр (CP).

Следующая скважина включается на замер по команде с блока местной автоматизации, благодаря чему с помощью гидропривода многоходовой переключатель занимает другое положение. Установка «Спутник-А» работает по определенной программе, благодаря которой каждая скважина поочередно включается на замер на строго определенное время. Счетчик-расходометр служит одновременно сигнализатором подачи скважин.

Установленные на коллекторах отсекатели осуществляют аварийную блокировку. В установке предусмотрена возможность измерения газа с помощью диафрагмы, установленной в газосепараторе. Кроме установки «Спутник-А» применяются «Спугник- Б» и «Спутник-В».

В некоторых установках указанного типа используются автоматические влагомеры для определения содержания воды в продукции скважины, а также автоматическое измерение количества газа, выделяемое из нефти.

Если влагомеры отсутствуют, то количество воды в нефти определяют с помощью прибора Дина - Старка. Пробу нефти берут из выкидной линии через краники или вентили. Влагомер позволяет непрерывно контролировать обводненность нефти. Количество газа по каждой скважине на АГСЗУ эпизодически измеряют с помощью дифференциальных манометров и диафрагм, так как после предварительной сепарации и измерительная вся продукция скважины опять смешивается.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине жидкость-газовая смесь направляется на установки сепарации, откуда - на установку подготовки нефти УПН.

На компрессорных станциях и установках подготовки нефти расход газа измеряют с помощью самопишущих расходометров типа ДП-430 и ДП-632. Механические примеси в нефти определяют следующим образом: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твёрдый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливают лабораторным анализом.

1. многоходовой скважинный переключатель ПСМ-1-М

2. блок управления

3. отсекатель типа ОКГ на расходомерной линии

4. отсекатель на выкидной линии

5. электрогидравлический привод типа ГП-1

6. гидроциклонный двух емкостной газосепаратор

7. кран на газовой линии

8. турбинный счетчик ТОР-150

9. поплавковый регулятор

10. общий коллектор

11. манометр

Сбор, транспортировка и подготовка скважинной продукции

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор / Продукции г производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункть! (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти. Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция (ДНС); 4 - установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; б - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк.