Подъем нефти на дневную поверхность

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.

Кроме  описанного  привода,  основой  которого   является   качающийся балансир, в РФ и за рубежом созданы и применяются несколько конструкций  без балансирных приводов. Преимущества этих приводов  заключаются  в  уменьшении общего  габарита  привода,  улучшении  условий   обслуживания   и   снижении металлоемкости, повышении транспортабельности и монтаже способности.

Принципиальный отличительной  особенностью  всех  без  балансирных  СК является отсутствие качающегося балансира.

Примером без балансирного  механического  привода  является  следующая конструкция: она  состоит  из  опорной  стрелы,  на  верхнем  конце  которой расположено сдвоенное цепное колесо и роликовые цепи. Концы  цепей  крепятся к траверсе. К  последней  присоединены  шатуны.  Редуктор  имеет  привод  от электродвигателя. На ведомом валу редуктора  укреплены  V-образный  формы  с отверстиями для  крепления  шатунов.  На  окружности  диска  устанавливаются противовесы.

За рубежом применяются несколько типов без балансирных приводов, одной из разновидностей которых является следующий. Он состоит из стальной  фермы, устанавливаемой на устье скважины.  На  верхней  площадке  фермы  установлен приводной двигатель с реверсивным  редукторов,  на  выходном  валу  которого укреплен шкив. Через шкив перебрасывается со стороны фермы  уравновешивающий груз, с другой – канат с  полированной  штангой.  Ферма  устанавливается  на рельсы и может быть откатана при  подземном  ремонте.  Реверсивный  редуктор управляется пультом: при достижении полированным  штоком  крайних  положений пульт дает команду на изменение направления вращения.

Выпускаются  такие  СК  в  США  фирмой  «Ойл  вэл»   имеют   следующие характеристики: длина хода до 10,2 м,  грузоподъемность  до  157  кН,  число ходов до 2 мин-1, мощность до 30 кВт.

За  рубежом  получили  применение  гидравлические  приводы   штанговых насосов. Они включают в себя подъемный  цилиндр,  уравновешивающий  цилиндр, соединенные  между  собой  системой  маслопроводов.  Гидравлическая  силовая часть состоит из насоса и распределительного устройства. Насос  нагнетает  в подъемный цилиндр масло, в результате чего поршень, а затем и колонна  штанг поднимаются. При верхнем положении срабатывает распределительное  устройство и масло вытекает из-под поршня.

Уравновешивание  гидравлического  привода  происходит  путем  перетока масла из подпоршневой полости цилиндра при  его  ходе  вниз  в  поршневую полость цилиндра и подъем  его  поршня.  Затем  при  ходе  вверх  происходит обратный процесс: масло из  под  поршневой  полости  цилиндра  перетекает  в подпоршневую полость цилиндра, помогая перемещению его поршня вверх.

 

2.2. Конструкция штангового насоса

 

Скважинный насос состоит из цилиндра, поршня и клапанов всасывающего и нагнетательного.  При  ходе  поршня  вверх  в  цилиндре   насоса   создается разряжение, в результате которого давление жидкости вне  насоса  оказывается выше, чем внутри. Это вынуждает всасывающий клапан открываться и впустить в цилиндр насосов порцию жидкости.

Одновременно, находящаяся над поршнем жидкость оказывает  давление  на нагнетательный  клапан,  прижимая  его  к  седлу,   и   вместе   с   поршнем перемещается вверх.  Через  определенное  количество  ходов  вверх  (циклов) произойдет заполнение колонны насосно-компрессорных труб и  жидкость  начнет поступать в устьевой трубопровод.

При ходе вниз плунжер в насосах данного типа не  совершает  работы  по подъему жидкости: происходит сжатие заполнившей цилиндр  жидкости,  закрытие всасывающего и открытие  нагнетательного  клапанов  и  переток  жидкости  из подпоршневой в надпоршневую область насоса.

Несмотря на большое количество созданных в настоящее время конструкций скважинных поршневых  насосов,  их  можно  разделить  на  два  класса  -  не вставные и вставные. Вставные насосы по принципу действия не  отличаются  от не вставных. Отличием является их монтаж в скважине:  насос  фиксируется  на заданной глубине  в  замковой  опоре,  устанавливаемой  заранее  в  насосно-компрессорных трубах перед их спуском в скважину.

Замковая  опора  состоит  из  опорного  кольца  и  пружинного   якоря, устанавливаемых  в   специальной   опорной   муфте   и   зажимаемых   сверху переводником.

Насос имеет конус, сверху крепящийся к направлению штока, а снизу –  к упорному ниппелю. Конус садится на опорное кольцо в НКТ,  ниппель, разжимая пружины якоря, обхватывается ими, надежно фиксируя насос.

Выпускаются вставные насосы под шифром НСВ диаметром 28, 32,  38,  43, 55, 68 мм с длиной до 10 м; массой до 252 кг. Длина хода плунжера от 0,6  до 6 м. Они предназначены для эксплуатации скважин глубиной до 2500 м.

Не вставные насосы, выпускаемые промышленностью под шифром НСН,  имеют цельно  натянутый  цилиндр  и  полый  плунжер  с  гладкой  поверхностью, с винтовыми и кольцевыми канавками  или  углублениями  на  поверхности. Кроме металлических используют манжетные и гуммированные плунжеры.

Винтовые  и  прямоугольные  канавки   обеспечивают   вынос   песка   и соскребание его со стенок цилиндра, углубления на  поверхности  обеспечивают лучшую смазку пары. Зазор между цилиндром  и  плунжером  устанавливается  до 0,12  мм  в  зависимости  от  характеристики  откачиваемой  ими  нефти:  для маловязких  нефтей  зазор  должен  быть  минимальным  для   высоковязких – наоборот.

Клапанный узел включает в себя корпус, конус, седло, шар.  Всасывающий клапанный узел устанавливается в основание цилиндра и может быть  поднят  из скважины одновременно с плунжером. Для этой  цели  он  снабжается  захватным приспособлением, выполненным в виде крестовины,  которая  входит  в  прорезь основания и путем поворота последнего фиксируется в ней.

Узел нагнетательного клапана  устанавливается  в  верхней  или  нижней части плунжера и отличается от всасывающего отсутствием захвата.

Техническая  характеристика  насосов  типа  НСН:  внутренний   диаметр цилиндра – 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 мм; ход  плунжера  от  600  мм  до 6000  мм;  производительность  при  числе  ходов  10  в  минуту – 5,5…585 куб.м./сут; предельная глубина спуска – 650…1500  м;  габаритные  размеры – диаметр наружный 56…133 мм, длина 2785…8495 мм, масса 23,5…406 кг.

Среди штанговых насосов можно выделить  отдельную  группу  специальных насосов, созданных для  работы  в  осложненных  условиях.  Такими  условиями принято считать наличие в нефти газа, солей, парафина, песка, воды и  других агентов, приводящих к изменению свойств жидкости и условий  ее  добычи.  Вот некоторые из применяемых типов.

Манжетные насосы отличаются конструкций  поршня  и  предназначены  для эксплуатации скважин, содержащих очень вязкую нефть. Манжеты изготовлены  из нефтестойкой резины и собираются на трубе-стержне.

Насосы с гуммированным плунжером выпускаются вставного и не  вставного типа. Используются для эксплуатации скважин с большим содержанием песка.  На кольцевые  проточки  плунжера  запрессовываются  3...4   резиновых   кольца. Уплотнение  кольца  достигается  давлением  жидкости  внутри  поршня   через отверстие в корпусе, выходящее под кольцо.

Телескопические насосы предназначены для эксплуатации скважин с  очень высоким содержанием  песка  и  большой  вязкостью  жидкости  (50*10-6м2/с  и более).

Конструктивно насос выполнен  из  трех  труб:  нижняя  –  неподвижная, является цилиндром насоса и  подвижных,  скользящих  по  ней  и  выполняющих функцию  плунжера.   Эти   трубы   вверху   соединены.   Такая   конструкция обеспечивает получение между цилиндром и плунжером большого зазора  (до  0,5 мм). Наличие циркулирующей жидкости по зазору  обеспечивает  вынос  песка  и гидравлическое уплотнение.

Многоступенчатые  насосы  предназначены  для  эксплуатации  скважин  с большим газовым фактором.  Состоят  из  2-3  плунжеров  различного  сечения, работающих  по  принципу  «тандем»:  нижний  плунжер  увеличенного  диаметра подает газированную жидкость  в  верхний,  где  она  сжимается  под  большим давлением вследствие меньшего диаметра верхнего плунжера и цилиндра и т.д.

Насосы двойного действия предназначены для эксплуатации высокодебитных скважин малого диаметра. Основан на принципе использования хода штока  вверх и вниз для подачи жидкости.

Рассмотрим  технологические  особенности  работы  УШГН  в  осложненных условиях.

По мере движения ГЖС от забоя скважины к приему насосы из-за  снижения давления и температуры происходит выделение  газа.  Как  наиболее  подвижный агент, газ первым входит в цилиндр  насоса  и,  заполняя  его,  препятствует поступлению жидкости. Улучшить это положение можно двумя путями: создать  на приеме насоса  давление,  больше  чем  давление  разгазирования  (давление насыщения), или изменить направление движения  жидкости  на  входе  в  насос таким образом,  чтобы  газ  отделялся  от  жидкости  и  уходил  в  затрубное пространство.

Первый метод требует спуска насоса под динамический уровень  на  очень большую величину, что не всегда достижимо  и  не  экономично.  Второй  метод требует применения специальных устройств – якорей.  И  хотя  газовых  якорей создано в настоящее время  много,  большинство  из  них  работают  на  одном принципе – гравитационном разделении  газа  и  жидкости  за  счет  изменения направления движения смеси на 90 или 180 градусов.

Выпадение парафина из нефти  ведет  к  перекрытию  отверстий  фильтра, клапанов,  труб.  Борьба   с   парафином   ведется   несколькими   методами: механическими  –  посредством  постоянного  соскабливания  выделяющегося  на внутренней поверхности  НКТ  парафина  укрепленными  на  штангах  скребками; химическими – посредством дозирования на прием насоса химических  реагентов, разрушающих парафин; тепловыми – рас плавлением нагреваниями.

Примером механического способа борьбы с отложениями парафина  являются пластинчатые скребки,  получившие  распространение  на  промыслах  восточных районов.

Скребки  уплотняются  на  штангах  через  определенные   интервалы   и периодически   поворачиваются   с   помощью    специальных    устройств    – штанговращателей.

Крепление пластины к штанге производится хомутами, которые  охватывают штанги и  привариваются  к  пластине.  Считается,  что  за  счет  деформации сварочного соединения, возникающего после его  остывания,  пластина  надежно будет удерживаться на штанге.

Химические методы борьбы с парафином заключаются в  подаче  химических реагентов в скважину.

Опыт показывает,  что  наиболее  целесообразным  является  дозирование реагента непосредственно на прием насоса с помощью глубинных дозаторов.

Приведем описание одного из них. Установка скважинного штангового насоса с дозатором химреагентов состоит из насоса, колонны труб, штанг, корпуса дозатора. Последний связан с контейнером и разделительным поршнем. В корпусе дозатора расположены всасывающий и нагнетательный клапаны, ограничительная решетка, в которой установлена регулирующая втулка клапана. В корпусе дозатора имеются отверстия для поступления пластовой жидкости в насос. Установка работает следующим образом. При всасывании жидкости штанговым насосом происходит подъем клапана, который в свою очередь захватывает через клапан химический реагент. При нагнетании жидкости штанговым насосом клапан захлопывается под действием столба жидкости и

пружины.

Шток  клапана   вытесняет   реагент   в   полость   всасывания   через нагнетательный клапан.  По  мере  расхода  реагента  давление  в  контейнере снижается; за счет разницы  пластового  давления  и  давления  в  контейнере происходит перемещение реагента поршнем вверх.

При  демонтаже  производится  выдавливание   пластовой   жидкости   из контейнера отворачиванием  пробки,  через  которую  производится  наполнение контейнера реагентом.

Применение   данной   установки   позволяет   повысить   эффективность внутрискважинной обработки за счет применения химреагента  против  коррозии, отложений парафина внутри  насоса  и  других  осложнений,  а  также  очистки фильтра.

Тепловые  методы  снижения  вязкости  предполагают  спуск  в  скважину совместно с УШГН электрических нагревателей, к которым  по  кабелю  подается напряжение с поверхности.

Известно  поднасосное   и   наднасосное   расположение   нагревателей, спускаемых  в  скважину  одновременно  с  насосом.  Этот  метод  основан  на жидкостей снижать свою вязкость при нагреве.

 

 

                 4.4. Установки электроцентробежных  насосов

 

По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяются на три группы:

       а) насосы исполнения 1 предназначены для эксплуатации  нефтяных и

обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,1 г/л;

      б) насосы исполнения 2 (износостойкое исполнение) предназначены для

эксплуатации сильно обводненных скважин с содержанием механических примесей

до 0,5 г/л;

      в) насосы исполнения 3 предназначены для откачки жидкости  с водородным

показателем pH=5-8,5 и содержанием до 1,25 г/л сероводорода.

      По величине поперечного габарита УЭЦН подразделяются на группы: