Устьевое оборудование

Лекция № 5.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ШТАНГОВЫМИ СКВАЖИННЫМИ УСТАНОВКАМИ.

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназ­начены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинны­ми скважинными насосами. С их помощью добывается в стране око­ло 30% нефти.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважи­нах с дебитом до 30...40 м³ жидкости в сутки, реже до 50 м³ при сред­них глубинах подвески 1000... 1500 м. В неглубоких скважинах уста­новка обеспечивает подъем жидкости до 200 м³/сут.

В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глу­бину до 3000 м.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.

 

Штанговая скважинная насосная установка 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.

Рис. 1. Схема штанговой насосной установки

 

Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 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.

 

СТАНКИ-КАЧАЛКИ

 

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

 

Рисунок 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). 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 (рисунок 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.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока — 7 на рисунке 12) 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, основные характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1

Станок‑качалка	Число ходов балансира, мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД3 — 1.5-710	5 ¸ 15		Ц2НШ — 315
СКД4 — 21-1400	5 ¸ 15		Ц2НШ — 355
СКД6 — 25-2800	5 ¸ 14		Ц2НШ — 450
СКД8 — 3.0-4000	5 ¸ 14		НШ —700Б
СКД10 — 3.5-5600	5 ¸ 12		Ц2НШ — 560
СКД12 —3.0-5600	5 ¸ 12		Ц2НШ — 560

 

В шифре, например, СКД8 — 3.0 - 4000, указано Д — дезаксиальный; 8 — наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент 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.

 

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример — передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».

 

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 (рисунок 3.).

 

Рисунок 3 — 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.

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
Условный проход, мм: ствола обвязки
Подвеска насосно-компрессорных труб	конусная
Диаметр подвески труб, мм
Присоединительная резьба (ГОСТ 632—80)	Резьба НКТ
Диаметр устьевого патрубка, мм
Габариты, мм	3452х770х1220
Масса, кг

 

Рисунок 4 — 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.

Подземное оборудование ШСНУ

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температу­рой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50мг/л, минера­лизацией воды не более 10г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинар­ного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металличес­ким плунжером и шариковыми клапанами. Насосы изготавливают следующих типов:

1) НВ1 - вставные с замком наверху;

2) НВ2 - вставные с замком внизу;

3) НН - невставные без ловителя;

4) НН1 - невставные с захватным штоком;

5) НН2 - невставные с ловителем

Рис. 5. Насосы скважинные невставные

Цилиндр невставного (трубно­го) скважинного насоса (см. рис.5) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с под­вешенным к нему всасывающим кла­паном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ пример­но на 6 мм. Применение НСН целе­сообразно в скважинах с большим де­битом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным перио­дом. Для смены насоса (цилиндра) не­обходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасы­вающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетатель­ный клапан и шток с переводником под штанги.

К нижнему концу плунжера с по­мощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается вса­сывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плун­жеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в на­сосах НН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НН2С в отличие от насоса НН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасываю­щего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающе­го клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщен­ными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло кор­пуса поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрел­ки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос ННБА позволяет осуществлять форсированный отбор жид­кости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плун­жера.

Это достигнуто особой конструкцией его - наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собран­ном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник слив­ного устройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плун­жере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват проталкивает зо­лотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделя­ется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Цилиндр вставного насоса (см. рис. 6) спускается внутри труб на колонне штанг и монтируется на них с помощью специального зам­кового соединения. Это позволяет менять вставной насос без спуска и подъема труб. Но при одинаковых диаметрах плунжеров вставной насос требует применения НКТ большего диаметра.

Скважинные насосы исполнения НВ1С предназначены для отка­чивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости.

Насос состоит из составного цилиндра на нижний конец которо­го навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец - замок плунжера, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резь­бовые концы которого навинчены: снизу сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху - клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра располо­жен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры.

Скважинные насосы испол­нения НВ1Б. Это насосы, по на­значению, конструктивному ис­полнению, принципу работы аналогичны насосам исполнения НВ1С и отличаются от них толь­ко тем, что в качестве цилиндра использованы цельные цилинд­ры исполнения ЦБ, характеризу­ющиеся повышенной прочнос­тью, износостойкостью и транс­портабельностью по сравнению с цилиндрами исполнения ЦС.

Скважинные насосы испол­нения НВ2 имеют область при­менения аналогичную области применения скважинных насо­сов исполнения НВ1, однако мо­гут быть спущены в скважины на большую глубину.

Рис. 6. Насосы скважинные вставные

Конструктивно скважинные насосы состоят из цилиндра с всасывающим клапаном, на­винченным на нижний конец.

На всасывающий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра располо­жен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилин­дре при остановке насоса.

Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер с нагнетатель­ным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем кон­це. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и законт­ренным контргайкой.

В расточке верхнего конца цилиндра расположен упор.

Насос спускается в колонну насосно-компрессорных труб на ко­лонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок.

Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

 

Цилиндры скважинных насосов выпускают в двух исполнениях:

® ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный;

® ЦС - составной (втулочный).

Цилиндр втулочного насоса состоит из кожуха, в котором разме­щены втулки. Фиксация втулок в кожухе обеспечивается гайками.

Втулки подвергаются воздействию переменного внутреннего гид­равлического давления, обусловленного столбом откачиваемой жид­кости, и постоянного усилия, возникающего в результате торцевого обжатия рабочих втулок. Втулки всех насосов при различных внут­ренних диаметрах имеют одинаковую длину - по 300 мм.

Втулки всех насосов изготавливают трех типов: легированные из стали марки 38ХМЮА, стальные из стали марок 45 и 40Х, чугунные марки СЧ26-48.

Легированные втулки изготавливают только тонкостенными, стальные - тонкостенные, с увеличенной толщиной стенки и толсто­стенные, чугунные - толстостенные.

Для увеличения долговечности внутреннюю поверхность втулок упрочняют физико-термическими методами: чугунные - закалива­ют токами высокой частоты, стальные азотируют, цементируют, нит­рируют. В результате этой обработки твердость поверхностного слоя составляет до 80 HRc.

Механическая обработка втулок заключается в шлифовании и хонинговании. Основные требования к механической обработке - высокий класс точности и чистоты внутренней поверхности, а также перпендикулярность торцов к оси втулок.

Макрогеометрические отклонения внутреннего диаметра втулки должны быть не более 0,03 мм. Плоскостность торцевых поверхнос­тей должна обеспечивать равномерное непрерывное пятно по краске не менее 2/3 толщины стенок втулки.

Цельнотянутые цилиндры представляют собой длинную сталь­ную трубу, внутренняя поверхность которой рабочая. Труба при этом играет роль и цилиндра и кожуха одновременно. Подобная конструк­ция лишена таких недостатков, как негерметичность между торцами рабочих втулок, искривление оси цилиндра. При этом увеличивает­ся жесткость насоса и создается возможность использовать плунжер большого диаметра при одинаковом по сравнению с втулочным на­сосом наружном диаметре.

Плунжер глубинного насоса представляет собой стальную трубу с внутренней резьбой на концах. Для всех насосов длина плунжера постоянна и составляет 1200 мм. Их изготавливают из стали 45, 40Х или 38ХМЮА. По способу уплотнения зазора цилиндр – плунжер различают полностью металлические и гуммированные плунжеры. В паре металлический плунжер - цилиндр уплотнение создается нор­мированным зазором большой длины, в гуммированных - за счет манжет или колец, изготовленных из эластомера или пластмассы.

 

В настоящее время применяют плунжеры (рис. 7):

а) с гладкой поверхностью;

б) с кольцевыми канавками;

в) с винтовой канавкой;

г) с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой и скошен­ным концом в верхней части («пескобрей»);

д) манжетные плунжеры;

е) гуммированные плунжеры.

 

а - гладкий (исполнение Г); б - с кольцевыми канавками (исполнение К); в - с винтовой канавкой (исполнение В); г - типа «пескобрей» (исполнение П); д - манжетный, гуммированный плунжер; 1 - корпус плунжера; 2 - самоуплотняющееся резиновое кольцо; 3 - набухающие резиновые кольца.

 

Насосные штанги

Штанги насосные предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рис. 8). Изготавливаются в 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.

Рис.8 – 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 (рис. 9) – для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП – для соединения штанг разного диаметра.

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 одноосно-ориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 800 МПа. Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 – 11000 мм.

Рис. 9 – Соединительная муфта насосной штанги:

а – исполнение I; б – исполнение II

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».

 

 

Лекция № 6