Назначение и принцип действия штанговой скважинной

Тема проекта: «Расчет и выбор комбинированного уравновешивания станка-качалки»

 

 

Содержание

 

Введение

1. Основная часть

1.1 Определение Штанговые Скважинные Насосные Установки

 

1.2 Анализ существующих отечественных конструкцийШСНУ

1.3 Назначение и принцип действия штанговой скважиннойнасоснойустановки

2. Расчетная часть

2.1 Расчет комбинированного уравновешиваниястанка-качалки

2.2 Расчет потребной мощности электродвигателядля станка-качалки

Список использованной литературы

 

Введение

 

Глобальной задачей проектирования оптимальных ШСНУ является создание не только отдельных типоразмеров, но и размера рядов элементов оборудования ШСНУ, обеспечивающих минимизация затрат при совокупных их применении.

При этом необходимо располагать всесторонней информацией, определяющей использования оборудования, а именно: характеристикой вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных скважин по факторам, определяющим мощность оборудования, глубину и отбор жидкости, характеристикой фонда скважин, в которых предстоит замена оборудование из-за физического или морального износа. При этом следует отменить, что моральный износ, определяющее выгодность замены оборудование до достижения его физического износа, малоприменимо к штанговому насосному оборудование чему есть две причины:

- длительная обработка (усовершенствование) элементов оборудование за время существование штангового насосного способа нефтедобычи оставила мало возможностей для существенного улучшение их технико-экономических показателей;

- трудоемкость операций в неблагоприятных условиях при замене элементов оборудования ШСНУ, а значит, и значительные затраты на такую замену.

Таким образом, при разработке оптимальных размерных рядов штангового насосного оборудования наряду с планированием оснащения оборудованием вновь вводимых скважин требуется учитывать подлежащее замене физически изношенное оборудование, практически без учета фактора орального его износа, что облегчает задачу.

Задача разработки размерных его рядов отдельных элементов штангового насосного оборудования, например станков-качалок и скважинных насосов, облегчается также малой взаимозависимостью этих рядов друг от друга, что позволяет проектировать указанные ряды порознь, стыкуя их лишь в области весьма ограниченного набора параметров, например длины ходов скважинных насосов и станков-качалок.

Центральной и наиболее трудной задачей, безусловно, является проектирование размерного ряда станков-качалок. Основной путь ее решения – разработка на основе общих соображений нескольких вариантов размерного ряда и последующее расчетное их сопоставление по затратам на эксплуатацию оборудования и его изготовление, сравнение выполняется, с одной стороны, по наличию дополнительных затрат на освоение производства новых типов размеров станков-качалок.

Штанговый скважинный насос для откачивания пластовой жидкости из скважин приводится действие колонной штанг. Он работает в тяжелых условиях: перекачиваемая пластовая жидкость содержит в себе

минерализованную воду, абразив, химически активные вещества, газы - часто сероводород и CO2. Температура окружающей среды может превышать 100⁰ С. Работая в подобных условиях, скважинный насос должен иметь достаточную долговечность и высокий к.п.д. или долговечности ШСН. Межремонтный период работы насоса колеблется от 15 – 20 до 400-500 суток, к этому времени его объемный к.п.д. снижается до 30 -50%.

Основной задачей конструирования насосов является увеличение их надежности и повышение эксплуатационных показателей: глубины спуска насоса и коэффициента полезного действия.

В настоящее время почти во всех ШСНУ используются штанговые скважинные насосы – вертикальные, ординарного действия с полым проходным плунжером. Процессы всасывания и нагнетания у них осуществляется при движении плунжера вверх.

 

1. Основная часть

1.1 Определение Штанговые Скважинные Насосные Установки

 

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

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами.

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.

Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы: 1)простота ее конструкции; 2)простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях; 3)удобство регулировки; 4)возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации; 5)малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости; 6)высокий КПД; 7)возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

Установка состоит из:

· привода

· устьевого оборудования

· насосных штанг

· глубинного насоса

· вспомогательного подземного оборудования

· насосно-компрессорных труб.

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

В большинстве ШСНУ (рис. 1) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы: стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.

Рис. 1. Штанговая скважинная насосная установка: 1 — фундамент; 2 - рама; 3 — электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 — груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан

 

Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.

Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8...10 м, диаметр 16...25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.

Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8-12 м, диаметром 38-100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.

Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.

 

 

1.2Анализ существующих отечественных конструкций штанговых

скважинных насосных установок

 

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами – наиболее распространенный способ добычи нефти.

Для одновременной раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважиной выпускаются установки: УГР – последовательно соединенными насосами, УГПР – с двумя параллельно подвешенными насосами и УНР – с одним насосом.

Наземное оборудование установок типа УГР и УНР однотипно применяемому для добычи нефти из одного пласта скважины. В установках УГРП применяется оборудование устья, позволяющее осуществлять подвеску параллельных рядов подъемных труб и параллельных рядов насосных штанг.

Станок-качалка – индивидуальный механический привод нефтяных штанговых скважинных насосов, применяется в районах с умеренным и холодным климатом.

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. Комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Редукторы предназначены для уменьшения числа оборотов, передаваемых от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Применяются в станках-качалках и других механических приводах штанговых скважинных насосов в умеренной и холодной климатических зонах. Редуктор – двухступенчатый с цилиндрической шевронной зубчатой передачей зацепления Новикова. С целью предотвращения возможного износа подшипниковых гнезд в корпусе под подшипниковые узлы установлены стаканы.

Подвески устьевого штока ПСШ предназначены для соединения устьевого штока с приводом штангового скважинного насоса. Позволяют исследовать скважины с помощью гидравлического динамографа, а также регулировать установку плунжера в цилиндре насоса. Предусмотрена возможность применения подвесок в условиях умеренной и холодной климатических зон.

Штоки сальниковые устьевые ШСУ предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки. Применяется в районах с умеренным и холодным климатом.

Штанги насосные служат соединительным звеном между наземным, индивидуальным приводом станка-качалки и скважинным насосом. Предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса.

Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12-28 мм и длиной 1000-8000 мм с высаженными резьбовыми концами. Резьба штанги – метрическая специальная.

Штанги в основном изготавливаются из легированных сталей и выпускаются длиной 8000 мм и укороченные – 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм, как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. Укороченные штанги применяются при регулировании длины колонны штанг с целью нормальной посадки плунжера скважинного насоса. Они изготавливаются из стали той же марки и подвергаются такой же термообработке, что и штанги нормальной длины.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Сальники устьевые СУС предназначены для уплотнения сальникового штока скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом. Отличительная особенность сальника – наличие пространственного шарового шарнира между головкой сальника (несущей внутри себя уплотнительную набивку) и тройником. Сальник рассчитан на повышение давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.

Устьевые сальники изготавливаются двух типов:

1) СУС1 – с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявлений);

2) СУС2 – с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями).

Устьевое оборудование предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом. Запорное устройство оборудования – проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок.

Эксплуатация скважины осуществляется через боковой отвод трубной головки, на котором установлены быстросъемный дроссель и запорный угловой вентиль. Второй боковой отвод с вентилем сообщен с затрубным пространством.

При обрыве штока скважинного насоса конструкция сальникового устройства обеспечивает перекрытие его прохода, предотвращая излив жидкости из скважины.

Для сброса избыточного давления в затрубном пространстве в выкидную линию в муфтовой подвеске предусматривается перепускной клапан.

Насосы представляют собой вертикальную плунжерную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижными цилиндрами и металлическими плунжерами; спускаются в скважину на колонне подъемных труб и насосных штанг. Возвратно-поступательное движение плунжеру насоса передается станком-качалкой через колонну насосных штанг. Колонна штанг посредством канатной подвески подвешивается на головке балансира станка-качалки. Режим откачки (длина хода полированного штока и число двойных ходов станка-качалки) устанавливается в зависимости от количества поднимаемой жидкости. При каждом качании станка-качалки происходит следующий цикл работы насоса. При движении плунжера вверх закрывается нагнетательный клапан и происходит подъем жидкости на дневную поверхность, одновременно открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра жидкостью. При движении плунжера вниз закрывается всасывающий и открывается нагнетательный клапан и происходит перемещение жидкости из полости под плунжером в полость над плунжером.

 

Насосы изготавливаются следующих типов:

Таблица 1.

НСВ1			вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с замком наверху;
НСВ2			то же, с замком внизу;
НСВГ			вставной, одноступенчатый, двухплунжекрный с замком наверху;
НСВД			вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с замком наверху;
НСН1			невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с захватным штоком;
НСН2			невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с ловителем;
НСНА			то же с автосцепом.

 

В условное обозначение насосов входят: буквенный шифр с цифрами 1 или 2, обозначающий тип насоса и его исполнение; условный размер насоса (в мм) (для двухплунжерных насосов записывается через дробь); буква «Р» – насосы с клапанами исполнения «С4»; ход плунжера (в мм), уменьшенный в 100 раз; максимальная глубина спуска насоса (в м), уменьшенная в 100 раз; цифры 0,1,2 – группа посадки. Например, НСВ1-42-18-15-0, НСВ1-43Р-18-15-1, НСВ1П-28-12-15-1, НСВГ-38/55-18-12-2, НСВД-38/55-35-12-2, НСН2-55-25-18-2, НСНА-43-30-15-1.

Для насосов типов НСВ1 и НСН2 предусматриваются следующие исполнения:

В – с седлами клапанов из твердого сплава, пескозащитным устройством и сепаратором;

Без буквенного обозначения – с седлами клапанов из нержавеющей стали;

П – с седлами клапанов из твердого сплава (только для насосов типа НСВ1);

Т – с седлами клапанов из твердого сплава и с полным штоком (только для насосов типа НСН2).

Замковая опора поставляется на каждые 5 насосов вставного исполнения.

Насос типа НСВ1 состоит из цилиндра исполнения Ц1, клапана С3, противопесочного клапана, замка и плунжера исполнения П3. Замок и противопесочный клапан установлены на верхнем конце цилиндра, а в нижний конец ввернут всасывающий клапан. Нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера, а в верхний конец последнего вворачивается шток с переводником штока и контргайкой. Нагнетательные и всасывающие клапаны выполнены сдвоенными парами «седло-шарик», что увеличивает надежность и долговечность насоса.

Замок имеет посадочный конус, посредством которого осуществляется посадка насоса в замковую опору. С насосом применяется замковая опора типа ОМ (с пружинным якорем). Насос фиксируется в опоре пружинным якорем и извлекается из скважины при подъеме колонны насосных штанг. При этом плунжер, упираясь в узел замка, протаскивает цилиндр насоса и срывает его из замковой опоры.

Насосы выпускаются с длиной хода до 3500 мм. Технические данные насосов аналогичны данным насосов НСВ1 за исключением длины, которая меньше на 100 мм.

Насос типа НСВ2 полностью унифицирован с насосом НСВ1, но отличается расположением замка, который установлен на нижнем конце цилиндра. Нагнетательный и всасывающий клапаны исполнения С2 выполнены сдвоенными парами «седло-шарик».

Насос сажается в замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и дает возможность значительно увеличить глубину подвески насосов.

Насосы типа НСВГ двухцилиндровые с клапанами исполнения С4.

Цилиндры насоса исполнения Ц1 соединены между собой посредством переводника, а плунжеры исполнения П3 – посредством полого штока.

Верхний и нижний цилиндры насоса совместно с плунжерами поставляются отдельно. В скважину на колонне подъемных труб спускается замковая опора, после чего в колонну труб спускается сначала нижний цилиндр с плунжером. Собранный таким образом насос спускается на колонне штанг и сажается в опору.

Сборка и разборка цилиндров и плунжеров и спуск насоса в скважину производится так же, как и для скважинного насоса НСВГ. Гидравлическая нагрузка на колонну насосных штанг образуется от действия столба жидкости на сечение нижнего плунжера.

При ходе плунжеров вверх заполняется объем нижнего цилиндра и дожимается газированная жидкость в кольцевом пространстве. При ходе плунжеров вниз часть жидкости из нижнего цилиндра проходит через полость верхнего плунжера в подъемные трубы, а часть заполняет полость.

При повторении цикла газированная жидкость из полости дожимается и перекачивается в полость колонны подъемных труб.

Такой процесс работы насоса не дает возможность газу, содержащемуся в жидкости, заполнить нижний цилиндр и уменьшить его коэффициент заполнения.

 

 

Назначение и принцип действия штанговой скважинной

Насосной установки

 

Штанговая скважинная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-комрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования в редких отдельных случаях какой-либо из перечисленных элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы ШСНУ.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.

Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию привода от привода к скважинному насосу.

Скважинный насос преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой пластовой жидкости.

Колонна насосно-комрессорных труб служит каналом для подъема откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.

Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, ее соединения с нефтепромысловым коллектором, а также фиксирует верх колонны НКТ.

Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относительно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якори для отделения из НКТ относительно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якори для отделения из пластовой жидкости, поступающий на прием скважинного насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.

В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее внутренняя полость в качестве канала для подъема пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным якорем с пакером.

Рассмотрим отдельные элементы установки на примере ШСНУ с балансирным станком-качалкой.

Штанговая скважинная насосная установка включает в себя привод располагаемый в непосредственный близости от устья скважины. Известно большое число различных конструкций приводов. Привод ШСНУ обеспечивает вертикальное возвратно-поступательное перемещение верхней точки колонны штанг.

Последняя собирается из отдельных штанг длиной 8 м, диаметром 16-25 мм, соединяемых друг с другом посредством резьбовых муфт.

Первая, верхняя штанга (устьевой шток) имеет, как правило, несколько больший диаметр (до 38 мм) и пропущена через устьевой сальник, обеспечивающий герметизацию внутренней полости НКТ.

Колонна насосно-комрессорных труб соединяет скважинный насос (его цилиндр) с устьевым оборудованием и образует канал для движения вверх пластовой жидкости, откачиваемой скважинным насосом. Колонна собирается из отдельных труб, длиной 8-11 м и диаметром 38-102 мм с помощью муфт.

Устьевое оборудование имеет корпус, в котором расположен устьевой сальник, боковой отвод для соединения внутренней полости НКТ с промысловым коллектором, а также боковой отвод, сообщающийся с затрубным пространством. Устьевой сальник снабжен механизмом для регулировки его затяжки и фиксации уплотненного элемента.

Штанговый скважинный насос представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра, соединенного с колонной НКТ, плунжера, соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан установлен на плунжере, а всасывающий – в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый или песчаный якорь.

В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-комрессорной и эксплуатационной колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир с головкой в возвратно-поступательное движение колонн штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящийся над плунжером, которая по колонне насосно-компрессорных труб движется вверх – происходит ее откачивание. В это время впускной всасывающий клапан открыт и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

Поднятая на поверхность жидкость через боковой отвод устьевого сальника поступает в промысловый коллектор. В зависимости от специфических особенностей промыслов или отдельных скважин применяют и другие конструкции элементов ШСНУ. Как видно, ШСНУ представляет собой насосный агрегат, вертикальный габарит которого соответствует расстоянию от ШСН до привода. В результате его гидравлическая часть – плунжер с цилиндром – удалена от механической, т.е. привода, расположенного на поверхности до 3000-4000 м. Эта же величина и определяет вертикальный габарит всей установки в целом. Диаметральные размеры гидравлической части установки, т.е. колонн НКТ, штанг и скважинного насоса, весьма малы по сравнению с линейными.

Из-за этих особенностей ШСНУ на работу существенно влияют другие деформации ее наиболее длинных элементов – колонны штанг и НКТ, а также собственные веса подвижных частей установки, которые соизмеримы, а в ряде случаев превышают полезные нагрузки, возникающие в процессе подъема пластовой жидкости.

Назначение привода ШСН двояко – с одной стороны он преобразовывает энергию двигателя в механическую энергию колонны штанг, с другой – создает оптимальный режим работы приводного двигателя. Привод обеспечивает движение точки подвеса штанг по определенному закону, регулирует режим откачки пластовой жидкости за счет изменения длины и частоты хода точки подвеса штанг, пуск и остановку ШСНУ, контроль режима работы внутрискважинного оборудования. Он также позволяет использовать двигатели минимальной мощности, на режим нагружения которых закономерность изменения внешней нагрузки должна влиять в минимальной степени.

Привод ШСН состоит из следующих основных блоков: силового органа, уравновешивающего устройства и собственно привода. Силовой орган предназначен для перемещения колонны штанг и может быть механическим, состоящим из системы рычагов, канатов и блоков, гидравлическим или пневматическим – с использованием собственно гидро- или пневмоцилиндров.

Собственно привод включает двигатель (электромотор или двигатель внутреннего сгорания) и передачу, которая может быть механической или гидравлической. Эти два блока в основном обеспечивают выполнение первой функции привода, выполнение второй обеспечивается уравновешивающим устройством, которое накапливает потенциальную энергию колонны штанг при ее ходе вниз и отдает при ходе штанг вверх.

Применение уравновешенного устройства обусловлено следующим. При ходе штанг вверх нагрузка на привод ШСН в точке подвеса штанг обусловлена весом колонны Р_ш и весом столба жидкости, находящейся над плунжером скважинного насоса Р_ж (остальные силы рассматривать не будем) При этом за время хода штанг вверх tв на длину хода штанг S совершается работа А_в=(Р_ш+Р_ж)S. Средняя мощность двигателя при этом будет Nср.в =(Р_ш+Р_ж)S/t_в.

При ходе вниз в течение времени tн нагрузка на привод в точке подвеса штанг обусловлена только весом колонны штанг Р_ш и так как они перемещаются вниз, то работа будет отрицательной: А_н=- Р_ш S.

Средняя работа, которая совершается установкой за время двойного хода Т = t_в + А_н = Р_жS, а соответственно средняя мощность, необходимая для привода установки, N_ср = Р_жS/T.

Штанговый скважинный насос для откачивания пластовой жидкости из скважин для откачивания пластовой жидкости из скважин приводится в действие колонной штанг. Он работает в тяжелых условиях: перекачиваемая пластовая жидкость содержит в себе минерализованную воду, абразив, химически активные вещества, газы – часто сероводород и СО2. Температура окружающей среды может превышать 100⁰С. Работая в подобных условиях, скважинный насос должен иметь достаточную долговечность и высокий КПД. Разнообразие условий эксплуатации нефтяных месторождений исключает возможность однозначного определения к.п.д. или долговечности ШСН. Межремонтный период работы насоса колеблется от 15-20 до 400-500 сут, к этому времени объемный к.п.д. снижается до 30-50 %.

Основной задачей в области конструирования насосов является увеличение их надежности и повышение эксплуатационных показателей: глубины спуска насоса и коэффициента полезного действия.

В настоящее время почти во всех ШСНУ используются штанговые скважинные насосы – вертикальные, одинарного действия с полым проходным плунжером. Процессы всасывания и нагнетания у них осуществляются при движении плунжера вверх.

Комплекс, состоящий из скважинного насоса, НКТ и штанг, представляет собой по существу дифференциальный насос, подача которого происходит при ходе штанг и вверх, и вниз. Без учета утечек при ходе штанг вверх объем пластовой жидкости, вытесняемой из колонны НКТ в промысловую сеть, будет V =(F-f)S, где F – полная площадь поперечного сечения плунжера, f – площадь поперечного сечения устьевого штока, S - длина хода устьевого штока, принимаемая равной ходу плунжера. При ходе штанг вниз объем вытесняемой жидкости будет равен объему устьевого штока, проходящего через сальник, т.е. V_н = fF.

Таким образом, подача жидкости в промысловую сеть за двойной ход штанг будет происходить при ходе вверх и вниз, а суммарный поднятый объем жидкости V = V_в + V_н = FS.

По способу крепления к колонне НКТ насосы делятся на не вставные (трубные) и вставные.

Цилиндр трубного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Трубные насосы имеют простую конструкцию, и их применяют в скважинах с большим дебитом. Их применение наиболее целесообразно в скважинах с большим межремонтным периодом, так как для смены или ремонта цилиндра насоса необходимо поднимать всю колонну труб.

В настоящее время скважинные штанговые насосы с втулочными цилиндрами и металлическими плунжерами изготавливаются в соответствии с ГОСТ 6444-78.

Колонна штанг обеспечивает кинематическую связь силового органа наземного привода с плунжером скважинного насоса. Колонна насосных штанг работает в очень тяжелых условиях:

· она подвержена действию циклически изменяющейся нагрузки, которая, как правило, в верхней части носит пульсирующий характер, а в нижней – знакопеременный;

· она погружена в коррозионноактивную жидкость – смесь нефти, минерализованной воды, в которой иногда присутствуют агрессивные СО2 и Н2S;

· ее боковая поверхность вследствие искривленности скважины трется о внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб и изнашивается.

Процесс усугубляется наличием в пластовой жидкости абразива.

Расчет колонны штанг сводится к определению величины и характера изменения нагрузки на них, выбору расчетной формулы, соответствующей действительным условиям работы штанг и определению допускаемых напряжений, обусловливающих достаточно надежную работу штанг.

Скважинные штанговые насосы (рис.2) с втулочным неподвижным цилиндром и металлическим плунжером предназначены для откачки нефти с обводненностью до 99%, динамической вязкостью до 0,1 Па с, объемной долей H2S до 0,1%, наличием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на входе в насос до 25%, с температурой до 130°С.

В соответствии с ГОСТ скважинные штанговые насосы должны изготавливаться следующих типов:

НСВ1 — вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСВ2 — то же, с замком внизу; НСВГ — вставной, одноступенчатый, двухплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСВГ — вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСН1 — невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и захватом штока; НСН2 — то же, с ловителем; НСНА — то же, с автосцепом; НСВ1Б — вставной, одноступенчатый, одноплунжерный, с безвтулочным цилиндром и замком наверху; НСН2Б — невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с безвтулочным цилиндром и ловителем. Дополнительные буквы в шифре следующие: П — с седлами клапанов из твердого сплава; В — с седлами клапанов из твердого сплава, пескозащитным устройством и сепаратором; Т — с седлами клапанов из твердого сплава и полым штоком.

Рисунок 2 - Скважинные штанговые насосы

Исходя из минимально возможного количества типоразмеров и обеспечения нормальной работы всех типоразмеров станков-качалок, а также возможности сборки необходимых по длине втулочных цилиндров (при длине одной втулки 300 мм) принято десять длин хода плунжера насоса — 0,6; 0,9; 1,2; 1,8; 2,5; 3,0; 3,5; 4,5; 5,2 и 6,0 м — с учетом возможности максимальных отборов при соответствующей грузоподъемности станка-качалки.

Наибольшее распространение получили невставные, или трубные, насосы. Они отличаются простотой конструкции, применяют их главным образом в скважинах, эксплуатирующихся с большим межремонтным периодом и с большими дебитами. Выпускают невставные насосы с условным диаметром 28, 32, 43, 55, 68 и 93 мм, с длиной хода плунжера от 0,6 до 4,5 м.

Применение вставных насосов значительно ускоряет и упрощает ремонт скважин за счет того, что насос в собранном виде спускают и извлекают из скважины на штангах без подъема насосно-компрессорных труб. Вставные насосы выпускают с условным диаметром 28, 32, 38, 43 и 55 мм с длиной хода плунжера от 1,2 до 6,0 м. Используют их для подъема жидкости из глубоких скважин. В условное обозначение насоса должны входить: тип насоса, исполнение, условный размер в мм, длина хода плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз и наибольшая длина спуска насоса в м, также уменьшенная в 100 раз. Например, НСВ1-28-30-15, где 28 — диаметр насоса, 30х100 — ход плунжера в мм и 15х100 — наибольшая глубина спуска насоса в м.

 

 

Таблица 2- Область применения насосов

Насосы	Характеристика откачиваемой жидкости
	Объемная доля механических примесей	Динамическая вязкость, Мпа×с, не более	Объемная доля свободного газа в насос, % не более	Водородный показатель рН
HCHI, НСН2, НСНА, НСВI, НСВ2, НСН2Б, НСВIБ	0,05	2,5		4,2-6,8
НСВ1П	0,2
HCBIB, НСН2В, НСН2Т	0,5	1,5
НСВГ	0,05 0,05
НСВД	1,5

 

2. Расчетная часть