Содержание
Оснащение штанговой скважиной насосной установки штанговращателем с усовершенствованной системой смазки
Штанговращатель диплом/
Штанговращатель диплом/Доклад ШВЛ.doc
Штанговращатель диплом/чертежи/
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/ШВЛ-10.00.13 Втулка резьбовая.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/ШВЛ-10.00.12 Храповик.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/А3/
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/А3/ШВЛ-10.00.02 Колесо червячнное.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/А3/ШВЛ-10.00.18 Червяк.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/ШВЛ-10.50.02 Гайка накидная.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/ШВЛ-10.50.03 Сухарь (комплект).cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/ШВЛ-10.11.01 Собачка.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/ШВЛ-10.50.01 Корпус сухарей.
cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/А2/
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/А2/ШВЛ-10.00.04 Корпус штанговращателя.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/ШВЛ-10.10.01 Рычаг.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/4. Раб. чертежи/ШВЛ-10.20.01 Траверса.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/2. СК/
Штанговращатель диплом/чертежи/2. СК/СК.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/2. СК/Спецификация СК.spw
Штанговращатель диплом/чертежи/6. Стойка, устевой сальник/
Штанговращатель диплом/чертежи/6. Стойка, устевой сальник/Спец СБОРКА СУС.spw
Штанговращатель диплом/чертежи/6. Стойка, устевой сальник/СУС сборка.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/5. Балансир с головкой/
Штанговращатель диплом/чертежи/5. Балансир с головкой/spets1_balansir.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/5. Балансир с головкой/spets2_balansir.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/5. Балансир с головкой/Балансир с головкой Сборочный чертеж _ СБ.
cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/3. ШВЛ/
Штанговращатель диплом/чертежи/3. ШВЛ/Масленная ванна.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/3. ШВЛ/ШВЛ-10.00.00-01 Спецификация.spw
Штанговращатель диплом/чертежи/7. Устьевая арматура/
Штанговращатель диплом/чертежи/7. Устьевая арматура/Арматура АУ140х50 сборка.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/7. Устьевая арматура/Спецификация 297-00-00.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/1. ШСНУ/
Штанговращатель диплом/чертежи/1. ШСНУ/ШСНУ.cdw
Штанговращатель диплом/чертежи/Лист по экономике.cdw
Штанговращатель диплом/РПЗ/
Штанговращатель диплом/РПЗ/Реферат.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/7,1 Экономика.docx
Штанговращатель диплом/РПЗ/Содержание.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/5 Монтаж и эксплуатация.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/Литература.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/4 Анализ.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/~$Экономическая часть.docx
Штанговращатель диплом/РПЗ/3 Назначение, техническая характеристика.
doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/1 Обзор и анализ существующего оборудования.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/Министерство образования и науки Российской Федерации1.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/9 Расчетная часть.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/7 Экономическая часть.docx
Штанговращатель диплом/РПЗ/ВВЕДЕНИЕ.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/2 Обоснование выбора темы.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/8 Выводы.doc
Штанговращатель диплом/РПЗ/6 БЖД.doc
Штанговращатель диплом/Cостав чертежей.doc
Практическое занятие № 2 — Студопедия
Поделись с друзьями:
Расчет и подбор оборудования для штанговой скважинной насосной эксплуатации. Расшифровка динамограмм.
[О-1 стр.116 – 183; О-2 стр.134 – 158, О-3 стр. 83, О-4 стр. 38]
Методические указания
После того, как пластовая энергия истощается, скважину переводят на механизированный способ эксплуатации. Глубиннонасосная эксплуатация скважин является самым распространенным видом добычи нефти.
В нашей стране около 70% фонда скважин эксплуатируются ШСНУ, отсюда видна значительность данной темы.
Начинать изучение темы необходимо с уяснения принципиальной схемы ШСНУ, необходимо разобраться из каких частей она состоит, какие функции выполняет каждая часть установки. Для ясного понимания целого ряда технологических вопросов работы ШСНУ необходимо хорошо знать устройство всех деталей установки и оборудования.
При ознакомлении с подземным оборудованием четко уясните типы, конструкции, область применения штанговых глубинных насосов, какие показатели входят в условное обозначение насосов.
При изучении подземного оборудования необходимо рассмотреть принципиальное устройство станка-качалки, его основные узлы и детали, какие нагрузки действуют на головку балансира, виды уравновешивания, а также, назначение и устройство устьевого оборудования насосных скважин.
При изучении вопроса «Производительность ШСНУ» обратите внимание на следующие понятия: коэффициент подачи, коэффициент наполнения и на факторы, от которых они зависят.
Обратите внимание на современные методы и особенности исследования скважин. Изучая вопрос динамометрирования ШСНУ, нужно ознакомиться с принципами работы с аппаратурой, научиться читать динамограммы.
Особое внимание обратите на выбор оборудования и установление параметров работы ШСНУ, от чего зависит выбор типа насоса, станка-качалки, конструкции колонны штанг. Рассмотрите работу ШСНУ в осложненных условиях и охарактеризуйте основные направления обеспечения нормальной эксплуатации насосных скважин.
В заключении рассмотрите вопросы обслуживания, автоматизации ШСНУ.
Вопросы для самоконтроля
1. Какие виды глубиннонасосной эксплуатации вы знаете?
2. На каком принципе основана работа ШСНУ?
3. Какие типы штанговых насосов вы знаете?
4. Чем отличаются трубные насосы от вставных, их преимущества и недостатки?
5. В чем отличие насоса НСН-1 от НСН-2, достоинства и недостатки.
6. Виды плунжеров, условия их применения.
7.
Каково назначение труб и штанг?
8. Для чего предусмотрено устьевое оборудование насосной установки?
9. Что называется коэффициентом наполнения и коэффициентом подачи ШСНУ?
10. Какие нагрузки действуют на полированный шток?
11. Объясните причины отличия длины хода плунжера и длины хода устьевого штока.
12. Зачем и как уравновешивают станки-качалки?
13. Какие виды неполадок можно выявить с помощью динамограмм?
14. Для чего предназначен штанговращатель и где он устанавливается?
15. Как выбирается оборудование, и устанавливают параметры работы штанговой насосной установки?
16. Как устанавливается оптимальный режим работы ШСНУ?
17. Когда и как организуют периодическую эксплуатацию насосных скважин, оборудованных ШСНУ?
Тема 5. Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами
Студент должен:
знать: схемы установок бесштанговых насосов, назначение основных
узлов установки; монтаж и эксплуатацию УЭЦН, пуск и вывод
установки на режим; технические и технологические
мероприятия по увеличению межремонтного периода работы
скважин;
уметь: производить расчет и подбор оборудования для эксплуатации
скважин УЭЦН.
Схема установки погружных электрических центробежных насосов (УЭЦН), область применения. Основные узлы установки и их назначение. Техническая характеристика УЭЦН. Классификация УЭЦН по напору, подаче, габариту и исполнению. Модульные погружные электронасосы. Методика подбора УЭЦН для скважин. Оборудование устья скважин. Монтаж и эксплуатация УЭЦН. Контроль параметров работы установки в процессе эксплуатации. Автоматизация скважин, оборудованных УЭЦН. Пуск установки ЭЦН и вывод ее на режим после подземного (текущего и капитального) ремонта.
Влияние газа на работу УЭЦН и применение газосепараторов, снижающих влияние газа. Технические и технологические мероприятия, обеспечивающие увеличение межремонтного периода работы скважин.
Винтовые насосы для добычи вязкой нефти; устройство, принцип действия, техническая характеристика, достоинства и недостатки. Другие виды бесштанговых насосов (гидропоршневые, диафрагменные, струйные), их устройство, техническая характеристика, область применения.
Меры безопасности при эксплуатации УЭЦН. Сравнение различных способов добычи нефти и выбор наиболее рационального способа эксплуатации скважин.
Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:
Патент США на вращатель полированного штока Патент (Патент № 7,857,043, выдан 28 декабря 2010 г.)
2.178.700Ноябрь 1939 г. Пеник и др.166/782.294.061Август 1942 г. Уильямсон2 .471.198Май, 1949Кормани166/782.595.434Май, 1952Вильямс2.599.039Июнь, 1952Бейкер2.630.181Март, 1953Солум4.716,961Январь, 1988 4.844.171Июль 1989 г. Рассел-младший 166/784.993.276Февраль 1991 г.Эдвардс166/785.427. 17819 июня95Bland 166/78.1ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение относится к области устьевого оборудования и предназначено для использования в нефтяных скважинах, где добыча осуществляется с помощью насосного оборудования с возвратно-поступательными насосными штангами.
Данное изобретение используется для вращения колонны насосных штанг при работе насосного оборудования.
Подавляющее большинство нефтяных скважин имеют преднамеренное или непреднамеренное отклонение от вертикальной оси. Вращатели штанговые и НКТ применяются для уменьшения износа колонн насосно-компрессорных труб и насосных штанг, предотвращения нежелательного отвинчивания насосных штанг и уменьшения отложений парафина и парафина на поверхности НКТ и насосных штанг.
Вращатели стержня, такие как Hercules от R&M Energy Systems или RODEC, прочно крепятся к верхней части полированного стержня через центральное отверстие в корпусе. Внутри корпуса находится преобразователь храпового типа (червячный вал). Этот механизм приводится в действие с помощью рычага привода. Один конец этого рычага сидит на всасывающем валу и находится снаружи корпуса, а другой конец соединен с передним плечом шагающей балки домкрата насосного троса.
Этот тип устройства образует соединение из 4 элементов.
Первый элемент представляет собой верхнюю часть полированного стержня, подвешенного на оголовке шагающей балки с помощью троса. Второй элемент является частью переднего плеча шагающей балки. Третья часть представляет собой гибкий приводной трос, а четвертый элемент представляет собой приводной рычаг штокового вращателя. Вращатель штанги становится шарниром, который преобразует ограниченное угловое движение элементов во вращательное и, таким образом, поворачивает полированную штангу вместе с колонной насосных штанг в перпендикулярной плоскости на определенный угол. Именно этот угол поворота колонны насосных штанг должен изменить точку контакта между НКТ и насосными штангами, чтобы исключить контакт НКТ с насосными штангами в одном и том же месте и, таким образом, повысить износостойкость обеих быстроизнашивающихся частей. .
Этот метод использования штоковых вращателей в насосном оборудовании менее эффективен по нескольким причинам. Ниже приведены некоторые из этих причин.
- Степень угла поворота полированной штанги очень мала и находится в диапазоне упругости подвеса колонны насосной штанги-троса. Передаточное отношение штоковых вращателей находится в пределах 30-40 градусов. При рабочем угле поворота рычага привода 15-20 градусов угол поворота полированного штока может иметь максимальное значение 0,1-0,4 градуса.
- Максимальное натяжение троса привода может быть достигнуто только в конце движения шагающей балки вниз. Это означает, что сила, необходимая для вращения полированного стержня, появляется только после того, как движение либо завершится, либо подойдет к концу.
- Усилие, приложенное к рычагу привода поворотного устройства штока, расположено на некотором расстоянии от оси полированного штока. Это приводит к возникновению момента силы, который постоянно тянет полированный стержень в одном и том же направлении. Следовательно, данная ситуация приводит к ускоренному износу уплотнительных пакеров устьевого сальника, герметизирующих устье скважины, и, как следствие, к необходимости частой замены уплотнительных пакеров.
Следовательно, вышеупомянутые вращатели стержней могут достичь только одной цели из трех, упомянутых выше. А именно,
- 1. Могут решить задачу предотвращения нежелательного свинчивания колонны насосных штанг
- 2. Не решают задачу повышения износостойкости изнашиваемого оборудования
- 3. Не решают задачу уменьшения отложений парафина и парафина на стенках насосно-компрессорных труб и насосных штанг.
Отсутствие эффективных инженерных решений для достижения вышеуказанных целей для стержневых ротаторов привело к тому, что основные инженерные мысли о трубчатых ротаторах были сосредоточены на достижении тех же целей.
Известные патенты США на вращатели трубок, цитируемые в Справочнике, имеют одну общую основу конструкции. Это активация вращателя НКТ от шагающей балки с гибкими тросами и дальнейшее преобразование углового движения во вращение в перпендикулярной плоскости.
Другими словами, это то же самое, что и способ использования и инженерный подход к вращателям стержней с небольшими отличиями.
Вращатели труб используются для достижения двух последних целей, упомянутых выше. Однако этот подход имеет следующие недостатки:
- Соотношение масс насосных штанг и НКТ находится в пределах 1:4 и 1:5. Этим объясняется неизбежное увеличение массы НКТ-вращателей. Энергия, затрачиваемая НКТ на достижение необходимых крутящих моментов колонны НКТ, значительна и в 5-10 раз выше, чем у штанговых вращателей.
- Время, необходимое для установки вращателя насосно-компрессорных труб на устье скважины, составляет примерно несколько часов, в то время как установка вращателя штанги занимает всего час.
- Так как масса трубного вращателя значительно превышает массу стержневого вращателя, то стоимость изготовления, транспортировки, обслуживания и другие затраты на две детали совершенно разные.
Следует отметить, что все известные формы вращателей насосно-компрессорных труб работают по тому же принципу, что и вращатели штанг: все они приводятся в действие плечом шагающей балки насосного оборудования. Единственное отличие состоит в том, что установка вращателей НКТ производится на устьевой фланец обсадной колонны для всех типов вращателей НКТ. Это приводит к смещению кинематической схемы с 4-звенной в стержневых ротаторах на 3-звенную в трубчатых ротаторах. Но способ активации остался прежним — активация от рычага шагающей балки.
Настоящее изобретение решает эту проблему радикально другим способом. Другими словами, изобретение не предусматривает приведение в действие вращателя штанги с помощью рычага шагающей балки насосного оборудования.
Настоящее изобретение решает проблему таким образом, что колонна насосных штанг приводит в действие вращатель штанг. Это позволяет получить больший результат от момента вращения колонны насосных штанг, а также большие углы поворота в десятки градусов, что невозможно в существующих технологиях штанговых вращателей.
Следует отметить, что известные ротаторы насосно-компрессорных труб также не имеют такого угла поворота.
Настоящее изобретение достигает трех целей, упомянутых выше, более эффективно и всесторонне.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение представляет собой новый способ и механизм для вращения колонны насосных штанг относительно колонны насосно-компрессорных труб нефтяной скважины на большие углы поворота и большой крутящий момент.
Приведение в действие и возникающий при этом вращающий момент достигается за счет осевого воздействия непосредственно веса штанговой колонны в конце опускания насосного оборудования на некотором расстоянии от НМТ, например, 40-100 мм.
Изобретение состоит из двух основных частей, стыкующихся через соединяемые поверхности и устанавливаемых с жестким креплением одной из частей к самой верхней части ствола скважины, обычно на устье сальника. Нижняя часть вращателя штанги, которая обычно жестко закреплена, также может быть составной частью устьевого сальника.
Вторая основная часть вращателя стержня прочно прикреплена к полированному стержню.
Стыковочные поверхности обеих деталей могут быть изготовлены любой формы, обеспечивающей хорошую стыковку. Ниже приведены только два примера множества возможных вариантов таких поверхностей.
Пример варианта осуществления 1: два самостыкующихся конуса, которые состыковываются друг с другом под углом от 5 до 12 градусов или;
Пример выполнения 2: Обе стыковочные поверхности имеют зубчатый люк, в котором зубья одной поверхности входят между зубьями противоположной поверхности. Возможны и другие варианты поверхностей стыковочных деталей.
Одна из частей штокового вращателя имеет полый цилиндрический корпус с 2 или 3 спиральными пазами. Во внутренней полости/камере цилиндрического корпуса установлен вращатель с центрально расположенным отверстием для полированного штока. Вращатель имеет горизонтальные отверстия, в которых размещены оси с роликами.
Эти ролики также размещены в спиральных пазах цилиндрического корпуса и имеют возможность перемещаться в этих пазах вверх и вниз.
Корпус имеет основание с центральным отверстием и пружину, которая устанавливается между днищем и ротатором.
Вращатель имеет в центральном отверстии зубчатые шплинты, которые зажаты между полированным стержнем и противоположной шплинту частью вращателя пластиной с болтовым креплением.
Корпус закрыт наружной крышкой, нижняя часть которой упирается в наружную упорную площадку корпуса, а верхняя часть закрыта винтом с головкой
В любом конкретном варианте обе основные части штокового вращателя могут быть размещены выше другого и наоборот. То есть часть, имеющая полый корпус, может располагаться выше или ниже другой части.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
РИС. 1 —чертеж штокового вращателя, установленного на насосном агрегате и находящегося в состыкованном положении в нижней мертвой точке.
РИС. 2 —чертеж штангового вращателя в расстыкованном положении, поднимающегося на насосную установку.
РИС. 3 — общий вид в разрезе штокового вращателя в собранном виде и в состыкованном положении, как на фиг. 1
РИС. 4 — разрез сборочного чертежа штокового вращателя
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ (ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫЙ ВАРИАНТ ВОПЛОЩЕНИЯ)
РИС. 1 показан узел станка-качалки ( 1 ) с вращателем штока ( 2 ), устанавливаемым на устьевой сальник ( 3 ) и полированным штоком ( 4 ). Основные части ( 5 ) и ( 6 ) вращателя штока ( 2 ) находятся в состыкованном положении. Полированный стержень ( 4 ) подвешивается на тросе ( 7 ), который устанавливается на головке ( 8 ) рычага ( 9 ) станка-качалки ( 1 ).
Домкрат-качалка ( 1 ) находится в нижней мертвой точке.
РИС. 2 показано положение станка-качалки ( 1 ) в верхней мертвой точке, когда полированный шток ( 4 ) полностью вынут из скважины. В этом положении часть ( 5 ) остается на устьевом сальнике ( 3 ), а часть ( 6 ) поднимается вверх полированным штоком ( 4 ), на котором видно, что поворотный механизм штока находится в расстыкованном положении.
РИС. 3 показан ротатор ( 2 ) с его основными частями ( 5 ) и ( 6 ). Обе части ( 5 ) и ( 6 ) находятся в состыкованном положении через взаимно стыкующиеся поверхности ( 8 ) детали ( 5 ) и ( 9 ) детали ( 6 ) ). Обе поверхности ( 8 ) и ( 9 ) выполнены в виде самостопорящихся (или самотормозящихся) конусов.
Часть ( 6 ) содержит корпус ( 10 ) с двумя спиральными пазами ( 11 ), дно ( 12 ) и резьбу ( 13 ) на верхнем конце. Крышка ( 14 ) устанавливается на корпус ( 10 ) снаружи, а верхняя резьба имеет колпачковый винт ( 15 ). Внутренняя полая часть корпуса ( 10 ) содержит вращатель ( 16 ). Вращатель ( 16 ) имеет два горизонтальных отверстия ( 17 ), в которых оси ( 18 ) с роликами ( 19 ). Шплинты ( 22 ) с зубьями для захвата полированного стержня ( 4 ) расположены с верхней лицевой плоскости ( 20 ) поворотного устройства ( 16 ) и выходят через его центральное отверстие ( 21 ). Шплинты ( 22 ) устанавливаются в гнезда поворотного устройства ( 16 ) и зажимаются между полированным стержнем ( 4 ) и поворотным устройством ( 16 ) с помощью круглой пластины ( 23 ) и болтов ( 9 0003 24 ).
Внутри корпуса ( 10 ) между поворотным устройством ( 16 ) и днищем ( 12 ) имеется пружина ( 25 ). Концы пружины ( 25 ) упираются в ротатор ( 16 ) и в нижнюю часть ( 12 ) и могут сжиматься и расширяться, когда ротатор ( 16 ) перемещается вверх и вниз.
РИС. 4 — сборочный чертеж стержневого вращателя. Основная часть ( 5 ) имеет отверстия ( 26 ) для крепления болтами или шпильками к устьевой сальниковой коробке ( 3 ).
Настоящее изобретение работает следующим образом. Когда рычаг ( 9 , РИС. 1) с головкой ( 8 , РИС. 1) станка-качалки ( 1 ) опущен, трос ( 7 ) вместе с частью ( 6 ) вращателя штока ( 2 ) перемещается на деталь ( 5 ), установленную на устьевой сальниковой коробке ( 3 ).
На расчетном расстоянии, например 70 мм, детали ( 5 ) и ( 6 ) стыкуются своими стыковочными поверхностями ( 8 , РИС. 3) и ( 9 , фиг. 3). С этого момента обе части ( 5 ) и ( 6 ) остаются неподвижными относительно друг друга. Движение вниз продолжается только вращателем ( 16 ) под весом всей колонны насосных штанг, соединенных с полированной штангой ( 5 ). Вес насосных штанг заставляет вращатель ( 16 ) двигаться вниз с помощью роликов ( 19 ) по спиральным пазам ( 11 ), вращая полированный шток ( 5 ) вместе с насосными штангами до завершения движения рычага ( 9 , фиг. 1)) в нижней мертвой точке. В процессе движения вращателя вниз ( 16 ) пружина ( 25 ) прижимается к низу ( 12 ).
Ролики ( 19 ), достигнув нижнего положения в спиральных пазах ( 11 ), завершают вращение насосных штанг относительно колонны НКТ, расположенной внутри нефтяной скважины.
Угол поворота колонны насосных штанг определяется углом наклона спиральных щелей ( 11 ) и достигает нескольких десятков градусов.
После остановки в нижней мертвой точке рука ( 9 , рис. 1) начинает подъем, а части ( 5 ) и ( 6 ) в этот момент расстыковываются как их поверхности ( 8 , РИС. 3) и ( 9 , РИС. 3) отстыковываются друг от друга. Деталь ( 5 ) остается внизу на сальниковой коробке ( 3 ), так как прикреплена к ней через отверстия ( 26 ), а часть ( 6 ) перемещается вверх вместе с полированным стержнем ( 5 ). При движении вверх сжатая пружина ( 25 ) начинает расширяться, толкая свободный конец детали ( 6 ) вниз, и в то же время корпус ( 10 ) как вращается, так и движется вниз относительно неактивного вращатель ( 16 ).
Спиральные пазы ( 11 ) перемещаются вниз по роликам ( 19 ) до тех пор, пока ролики ( 19 ) не окажутся над спиральными пазами ( 11 ).
Когда головка ( 8 , рис. 1) перемещается дальше вверх, штоковый вращатель остается неподвижным, ожидая завершения цикла колебаний насосной установки ( 1 ). Затем новый цикл повторяет описанный выше процесс.
Изготовление и испытание образца настоящего изобретения подтвердили его преимущества перед другими существующими технологиями, указанными выше.
Результаты этих испытаний в конкретных цифрах приведены ниже в сравнительной таблице.
Анализ данных, приведенных в таблице, показывает, что изобретение позволило добиться многократного повышения производительности. При этом вес штокового вращателя был уменьшен.
ВЫХОДНОЙ КРУТЯЩИЙ МОМЕНТ,120 (15,6)240 (32,4)ДАННЫЕ НЕ740 (100)ft/lbs (кГм)ДОСТУПЕНМАКС. РЕКОМЕНДУЕМАЯ НАГРУЗКА, lbs33.00040.00040.000Один тип на все глубины (до 100.000)ТРЕБУЕМОЕ РАСТЯЖЕНИЕ МЕЖДУ 4″7″7″НЕОБХОДИМЫЕ ЛИНИИПОЛИРОВАННЫЕ РАЗМЕРЫ СТЕРЖНЯ1⅛-1½1⅛-1¼1⅛-1¾1⅛-1 ½ВЫСОТА5½6½4¼4¼ТИП РОТАТОРАХраповикВинтовая передачаВинтовая передачаСпиральМАТЕРИАЛ КОРПУСА Ковкое железоВЧШГВЧШГВовкий чугунВЧШГ КАБЕЛЬ ПРИВОДА16′25′Данные НЕДОСТУПЕН ПРИМЕНЯЕМАЯ ТРАНСПОРТИРОВОЧНАЯ ВЕС (фунты)3547-625530УГОЛ ПОВОРОТА ШТОКА ОДИН 15/244,67/772,25/16630-40 и НАСОС, град/ход больше/12-8 и меньшеСерия Defining: Системы штанговых насосов
Отраслевая статья
Отраслевая статья
Штанговые насосы являются наиболее распространенной формой механизированной добычи нефти в нефтяных скважинах.
Сегодня эти системы используются для подъема пластовых флюидов из более чем 600 000 скважин.
Система штанговых насосов состоит из первичного двигателя, поверхностного насоса, колонны штанговых насосов и глубинного насоса (рис. 1). Подавляющее большинство наземных агрегатов представляют собой балочные насосы.
Рис. 1. Балочная насосная система. Все системы балочных насосов включают в себя первичный двигатель для вращения кривошипа, движение которого преобразуется в возвратно-поступательное движение через балку. Балка включает в себя противовесы или баллон со сжатым воздухом (не показан), чтобы помочь снизить нагрузку на систему во время хода вверх. Балка крепится к полированному стержню тросами, подвешенными к конской голове на конце балки. Полированный шток проходит через сальник и крепится к колонне штока. Колонна штанг поднимается и опускается в НКТ обсаженной скважины за счет возвратно-поступательного движения балки, что позволяет скважинному насосу захватывать и поднимать пластовые флюиды вверх по НКТ и через насосный тройник, который направляет флюид в выкидную линию.
Наземное оборудование
Первичный двигатель может представлять собой двигатель внутреннего сгорания или электродвигатель, обеспечивающий питание насосной установки. Первичные двигатели передают высокоскоростную мощность с низким крутящим моментом на зубчатый редуктор, который преобразует эту энергию в низкоскоростную энергию с высоким крутящим моментом, необходимую для поверхностного насоса. Балочная насосная установка или балочная pu mp преобразует вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное вертикальное движение, которое поднимает и опускает колонну штанг, соединенную с подземным насосом.
Инженеры проектируют штанговые насосные установки — первичный двигатель; размер насосного агрегата, длину хода и настройку скорости; диаметр штанги и НКТ; и диаметр скважинного насоса — в зависимости от состава пластового флюида, глубины скважинного флюида и продуктивности пласта. Как правило, операторы выполняют большинство этих определений с помощью программного обеспечения, а затем выбирают оптимальную скорость насоса для достижения целевых показателей производительности, не перегружая систему и не подавляя способность пласта доставлять флюиды в ствол скважины.
Балочные насосы бывают разных размеров и конфигураций. Все устройства работают по одним и тем же принципам, но имеют конструктивные различия для лучшего управления крутящим моментом, износом штока и занимаемой площадью. Общие альтернативы включают размещение противовесов на кривошипе или на балке и использование сжатого воздуха, а не веса, для облегчения балансировки нагрузки. Кроме того, изменения положения кривошипа, редуктора и двигателя относительно балки, а также альтернативные конструкции балки могут изменить нагрузку на систему.
Поверхностно-скважинное соединение
Насосные штанги соединяют поверхностный насос со скважинным. Спецификация 11B Американского нефтяного института (API) перечисляет три класса насосных штанг: марки C, D и K. Штанги марок C и K имеют минимальную и максимальную прочность на растяжение 620 и 790 МПа [90 000 и 115 000 фунтов на кв. дюйм] соответственно; Марка К более устойчива к коррозии, чем марка С. Стержни марки D имеют минимальную и максимальную прочность на растяжение 790 и 970 МПа [115 000 и 140 000 фунтов на квадратный дюйм] соответственно и включают три типа: углеродистые, легированные и специальные легированные стали.
Та же спецификация API на удилища допускает использование удилищ длиной 25 и 30 футов [7,6 и 9,1 м] и удилища меньшего размера, называемые пони-удилищами, длиной от 20 до 140 дюймов [от 51 до 356 см]. Операторы используют пони-штанги, чтобы убедиться, что насос посажен на заданную глубину.
Насосные штанги из армированного волокном пластика или стекловолокна могут использоваться для снижения общего веса колонны штанг. Стержни из стекловолокна не подвержены коррозии и, поскольку они легче стальных стержней, их можно использовать, когда нагрузки в противном случае были бы слишком велики для имеющегося наземного оборудования. Штанги из стекловолокна обладают высокой эластичностью и будут растягиваться во время хода вверх, и конструкторы могут извлечь выгоду из этого, чтобы получить длину хода скважинного насоса, превышающую длину хода на поверхности. Однако, поскольку стекловолокно имеет небольшую прочность на сжатие, оно редко используется в скважинах, где штанги могут подвергаться значительным или частым сжимающим усилиям.
Колонны штанг выбираются в зависимости от размера насоса и насосно-компрессорных труб, глубины установки насоса, дебита, соотношения газ/жидкость и наличия песка, парафина, соли, окалины и пены. Колонны насосных штанг могут быть одного диаметра или могут быть сужены за счет использования штанг двух или трех размеров, как правило, одного и того же класса. Операторы обычно размещают стержни меньшего размера в нижней части колонны конических стержней; меньшие размеры способны выдерживать нагрузку там и уменьшать общий вес струны и нагрузку на верхние секции.
Хотя существуют непрерывные колонны штанг, которые соединяются только на поверхности и со скважинным насосом, их использование ограничено. Для подавляющего большинства скважин со штанговыми насосами эти колонны состоят из ряда стержней с резьбой на обоих концах, соединенных муфтами. Поскольку внешний диаметр муфты больше, чем у корпуса штока, муфты обычно контактируют со стенкой НКТ, особенно на искривленных участках.
Поэтому, помимо прочности соединения и коррозионной стойкости, разработчики систем учитывают жесткость соединения по отношению к трубке, чтобы предотвратить износ трубки.
В качестве дополнительной меры предосторожности проектировщики могут размещать более тяжелые стержни или грузила в нижней части колонны стержней, чтобы поддерживать натяжение колонны стержней, что уменьшает коробление и может помочь предотвратить контакт со стенкой насосно-компрессорной трубы. Колонны стержней могут также включать стабилизирующие стержни между грузилами для центрирования стержней, что еще больше снижает износ насосно-компрессорных труб.
Направляющие штанги , обычно изготавливаемые из армированного пластика, могут быть отформованы на стальных штангах на глубинах, где, по прогнозам инженеров, штанги будут подвергаться боковой нагрузке из-за отклонения траектории ствола скважины. Направляющие действуют как подшипники между стенкой НКТ и штоком, предотвращая износ штока и НКТ.
Скользящие направляющие могут перемещаться между формованными направляющими во время цикла насоса, способствуя добыче за счет соскребания парафина со стенки НКТ, что помогает предотвратить закупорку скважины.
Вращатель штанги или вращатель НКТ можно использовать для вращения штанги на небольшую долю оборота при каждом ходе насосной установки для дальнейшего увеличения срока службы колонны штанг. Кроме того, медленное вращение направляющих стержней может помочь соскоблить парафин со стенки трубки.
Штанги насосные соединены с поверхностным насосным агрегатом полированным штоком. Полированный шток , изготовленный из стандартной легированной стали и покрытого твердым металлическим напылением, выдерживает нагрузки, создаваемые во время цикла насоса, и обеспечивает уплотнение через сальник в верхней части колодца. Сальник крепится к устью скважины или насосному тройнику и образует герметичное уплотнение при низком давлении на полированном штоке.
Уплотнение образует барьер между скважиной и атмосферой и позволяет отводить поток в выкидную линию через насосный тройник.
Скважинный насос
Скважинный насос состоит из насосной камеры, плунжера с подвижным клапаном и стоячего клапана; это механизм, с помощью которого жидкость перемещается вверх по НКТ (рис. 2).
Рис. 2. Скважинный насос. Когда насос достигает максимального вылета вниз, балка начинает движение вверх, а штоки и плунжер подтягиваются вверх, прижимая шар подвижного клапана к седлу (слева). Это восходящее движение снижает давление в насосной камере до тех пор, пока оно не станет меньше, чем давление в точке всасывания насоса. Шар в стоячем клапане отрывается от своего седла, позволяя пластовому флюиду (стрелки) поступать в насосную камеру (в центре, слева). Постоянный клапан закрывается в конце хода вверх (в середине справа). Когда плунжер движется вниз, давление в насосной камере увеличивается, выталкивая шарик в подвижном клапане со своего седла.
Это действие позволяет пластовому флюиду течь из насосной камеры в НКТ (справа), в то время как плунжер продолжает двигаться вниз. Этот цикл повторяется тысячи раз в день. Жидкость, вытесняемая в НКТ, выносится на поверхность при последующих ходах плунжера вверх.
Частой проблемой при эксплуатации скважинных насосов является попадание газа в насос, что приводит к ударам жидкости или газам. Удар жидкости возникает, когда поршень быстро движется вниз через газ под низким давлением, а затем внезапно сталкивается с жидкостью; результирующий удар сжатия может повредить штанговые колонны и редуктор первичного двигателя. Газовые помехи менее опасны и возникают, когда поршень движется вниз через газ под высоким давлением. Оба условия значительно снижают эффективность системы.
Для борьбы с газовыми помехами под насосом размещаются газовые сепараторы для перенаправления газа в кольцевое пространство ствола скважины вокруг насоса. В заканчивание могут быть внесены другие модификации, чтобы противодействовать или уменьшить воздействие тяжелой нефти и песка или других добываемых твердых частиц.
Операторы могут диагностировать газовые помехи, жесткость напора жидкости и многие другие рабочие условия с помощью динамометра, который отображает натяжение штанги в зависимости от измерения смещения на поверхности и в скважине на насосе. Форма идеального забойного графика, называемого динамометрической картой, прямоугольная и указывает на полный насос. Отклонения от идеальной формы указывают на проблемы с производительностью, такие как газовые помехи, утечки в системе, заедание насосов, разорванные штоки и многие другие аномалии, которые могут быть идентифицированы и исправлены автоматически или путем ручного вмешательства.
Оптимизация
Для повышения эффективности насоса и защиты насосной системы доступны два типа систем: контроллеры откачки и приводы с регулируемой скоростью (VSD). Когда показания динамометра указывают на влияние газа, контроллеры откачки могут быть запрограммированы на отключение наземного блока на заданный период времени, рассчитанный так, чтобы дать жидкости достаточно времени для миграции через пласт в ствол скважины.
Этот метод менее сложен и менее затратен, чем использование частотно-регулируемых приводов, но он эффективен только в тех областях, где операторы имеют достаточную историю производства, чтобы получить точные оценки того, как долго следует останавливать установку.
На основании измерений динамометра преобразователь частоты снижает скорость насоса, а не выключает его. Это дает время для очистки насосов от газа или повышения уровня жидкости в стволе скважины без необходимости отключения. Использование частотно-регулируемых приводов особенно эффективно в пластах и сланцах с очень низкой проницаемостью, где время, необходимое для миграции нефти в искусственные трещины и в ствол скважины, трудно предсказать даже для одного месторождения.
Обычный по причине
Поскольку они относительно недороги в установке и эксплуатации и имеют относительно долгий срок службы, штанговые насосные системы являются наиболее распространенной формой механизированной добычи, используемой сегодня.
Это простые машины, которые имеют долгую и хорошо задокументированную историю использования в отрасли, и их можно легко настроить в соответствии с меняющимися скважинными или полевыми условиями.
Использование штанговых насосов, вероятно, возрастет, поскольку отрасль продолжает расширять свое участие в сланцевых формациях и других нетрадиционных месторождениях, что требует от операторов использования большого количества скважин с относительно низким дебитом для разработки каждого месторождения. Первоначальные высокие давления и высокие объемы добычи из этих горизонтальных скважин с гидроразрывом пласта быстро сменяются низкими забойными давлениями и резкими темпами снижения добычи; добыча возможна только за счет использования систем механизированной добычи, из которых штанговые насосы являются наиболее эффективными при таких низких скоростях.
Как правило, системы штанговых насосов устанавливаются на многих скважинах, если они не являются исходной системой механизированной добычи, поскольку производительность снижается, а экономичность первоначальных систем снижается из-за более высоких эксплуатационных расходов.
