Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

 

Рис. 3.2.2  — Насосы скважинные вставные

 

В НСН для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего  оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом главное

 отличие  между НСН и НСВ. 

 

При использовании вставных насосов в 2-2.5 раза ускоряются спускоподъемные операции при ремонте скважин, и существенно облегчается труд рабочих. Однако производительность вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше производительности не вставного.

 

 

 

 

 

 

 

 

1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 —  плунжер; 5 — захватный шток; 6 —  ловитель

Рис. 3.2.3 - Невставные скважинные насосы

 

 

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается  из скважины при подъеме только колонны  штанг. Поэтому НСВ целесообразно  применять в скважинах с небольшим  дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к  НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны  в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим  межремонтным периодом.

Насосная штанга предназначена  для передачи возвратно-поступательного  движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах (рис. 3.2.4). Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м — для нормальных условий эксплуатации. Штанги соединяются муфтами. Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика, отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20 %.

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3.2.4 - Насосная штанга и соединительная муфта

Устьевое  оборудование насосных скважин предназначено  для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции  скважин и подвешивания колонны НКТ (Рис. 3.2.5).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 — колонный фланец; 2 — планшайба; 3 — НКТ; 4 — опорная муфта; 5 —  тройник, 6 — корпус сальника, 7 —  полированный шток, 8 — головка  сальника, 9 — сальниковая набивка

 

Рис. 3.2.5  - Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки

 

 

 

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует  выход устьевого штока с помощью  сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту  НКТ.

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.

 

Рис. 3.2.6 - Станок-качалка типа СКД

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 поворотных раме-салазках.

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). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с 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.

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. Выпускают СК с грузоподъемностью на головке от 2 до 20 т.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3 Эксплуатация скважин электроцентробежными и винтовыми насосами.

Установка УЭЦН (Рис. 3.3.1) состоит из:

-погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6;

-наземного электрооборудования  – трансформаторной комплектной  подстанции;

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с  гидроза-щитой), спускается в скважину

 на колонне НКТ 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины       и подает её на поверхность по колонне НКТ.

Кабель обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и НКТ                                                                                      металлическими поясами (клямсами) 3, входящие в состав насоса.

 

 

Рис 3.3.1 -Установка УЭЦН                       

Обратный клапан 1 предназначен для  предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под  воздействием столба жидкости в колонне  НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного  агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана. Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

 

 

Допускается устанавливать клапаны  выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться  ниже сростки основного кабеля с  удлинителем, так как в противном  случае поперечный габарит насосного  агрегата будет превышать допустимый.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 -  до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки  входного модуля, к насосу подключают насосный модуль  -  газосепаратор.

К бесштанговым также относятся  винтовые, гидропоршневые, вибрационные, диафрагментные и струйные насосные установки.

Недостатками ШСНУ и УЭЦН являются сложность в обслуживании, неустойчивость в работе при добыче жидкости с  высоким содержанием механических примесей и газа, а также низкая степень надежности при работе в  кустовых скважинах.

С целью устранения отмеченных недостатков, а также для решения проблемы откачки жидкости повышенной вязкости были предложены установки винтовых насосов, обладающие целым рядом  преимуществ перед насосами других типов. По сравнению с УЭЦН при  эксплуатации УВН имеет место  весьма малое перемешивание перекачиваемой жидкости, что предотвращает образование  стойких эмульсий из нефти и воды. Отсутствие клапанов и сложных проходов определяет простоту конструкции и  снижает гидравлические потери. Насосы обладают повышенной надежностью (особенно при откачке жидкостей с механическими  примесями) вследствие того, что имеют  минимальное число движущихся деталей, просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны. При перекачке  жидкости повышенной вязкости снижаются  перетоки через уплотняющую контактную линию между винтом и обоймой, что улучшает характеристику насоса.

Благодаря нечувствительности к свободному газу винтовые насосы идеальны для  перекачки высокогазированных нефтей. Они являются более износоустойчивыми  при добыче нефти, содержащей механические примеси, так как твердые частицы, проходя через насос, вдавливаются в эластомер обоймы (статора), который деформируется, но не истирается.

Основной рабочий орган винтового  насоса (рис. 3.3.2) состоит из двух стальных полированных и хромированных одно-заходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.

Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность  с шагом в два раза больше, чем  шаг винта. Винты соединены с  ПЭДом и между собой валом  с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой - левое. Поэтому верхний  винт подает жидкость сверху вниз, а  нижний - снизу вверх. Это позволяет  уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут  взаимно противоположны.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1, 5 – резинометаллические обоймы;

2, 4 – однозаходные винты;

3 – муфта

Рис. 3.3.2 – Винтовой насос

 

 

3.4. Основные операции, выполняемые  при обслуживании механизированных  скважин.

 

Комплекс работ по обслуживанию скважин:

• Проверка настройки и регулировок системы автоматики и состояния расширительного бака.
• Профилактические работы на магистрали водопровода от насоса

до входного крана в дом.

• Профилактические работы на электромагистрали от электрощита

    до насоса в кессоне скважины.

• Проверка герметичности оголовка скважины.
• Антикоррозийная обработка металлических поверхностей

обсадной  трубы и кессона.

• Срочный ремонт насоса с заменой его на время ремонта

аналогичным агрегатом

• Подбор субподрядной организации и контроль за проведением работ

при возникновении  неисправности обсадной колонны  скважины.

Оператор  по добыче нефти и газа должен уметь:

• участвовать в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти и газа, газового конденсата различными способами эксплуатации.
• Участвовать в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромыслового оборудования, установок и трубопроводов.
• Производить снятие показаний контрольно-измерительных приборов.
• Производит отбор проб для проведения анализа.
• Участвовать в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.
• Принимать и сдавать смену.
• Убирать рабочее место, приспособления, инструмент, а также содержать их в надлежащем состоянии.
• Вести установленную техническую документацию.
• Экономно расходовать материалы и электроэнергию.
• Соблюдать требования правил и норм по охране труда, производственной санитарии и противопожарной безопасности и внутреннего распорядка, оказывать первую помощь при несчастных случаях.

Оператор по добыче нефти и газа должен знать:

• Конструкцию нефтяных и газовых скважин.
• Назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов.
• Основные сведения о технологическом процессе добычи, сбора, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбор газа.
• Основные химические свойства применяемых реагентов.
• Принцип действия индивидуальных средств защиты.
• Современные методы организации труда и рабочего места.
• Производственную, должностную инструкцию и правила внутреннего трудового распорядка.
• Правила пользования средствами индивидуальной защиты.
• Требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг).
• Виды брака и способы его предупреждения и устранения.
• Производственную сигнализацию.
• Требования по рациональной организации труда на рабочем месте.