1404

НАСОС ШТАНГОВЫЙ СКВАЖИННЫЙ МОДЕРНИЗИРОВАННЫЙ ДЛЯ ДОБЫЧИ ЖИДКОСТИ С ВЫСОКИМ ГАЗОСОДЕЖАНИЕМ-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 163760
Дата закачки: 02 Марта 2016
Продавец: https://vk.com/aleksey.nakonechnyy27 (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: УГНТУ

Описание:
Защитные устройства ШСН
Газовые якори
Газовые якори, или глубинные газосепараторы, — это специаль¬ные устройства у приема глубинного насоса, предназначенные для отделения и отвода от приема свободного газа, содержащегося в добы¬ваемой жидкости.
Классификация якорей:
I тип — простой якорь, основанный на принципе поворота по¬
тока газо-жидкостной смеси на 180°;
II тип — многокорпусной якорь, представляющий сочетание нескольких параллельно работающих, простых якорей I типа; дей¬ствие этого якоря основано на двух принципах — поворота по¬тока на 180° и разделения потока откачиваемой смеси на несколько частей;
III тип — тарельчатый якорь, действие которого основано на принципах поворота потока и разделения его на несколько частей. Но поворот потока происходит здесь только на 90° в отличие от простого и многокорпусного якорей; кроме того, в этом якоре исполь¬зуется процесс объединения (коалесценции) мелких газовых пузы¬рей в крупные, происходящий в тарелках;
IV тип — якорь-зонт, основанный на принципах поворота потока на 180° и объединения пузырей газа;
V тип — многосекционный якорь-зонт, в работе которого использованы поворот потока на 180°, разделение потока на несколько
частей и объединение пузырей газа;
VI тип — погружной якорь, основанный на принципе поворота
потока на 180° и использовании перепада давления между местоположением входа газо-жидкостной смеси или пены в якорь и приемом насоса;
Таким образом, в основу действия всех перечисленных типов якорей положено всего несколько простых физических принципов: поворот потока, разделение потока на части, объединение пузырей газа, перепад давления, а также сепарация пузырей в газовой среде. Основными принципами работы якорей являются первые четыре.

Простой газовый якорь. Принцип поворота потока на 180°

На рисунке 2.4 изображены две схемы простого якоря. Между этими схемами нет принципиальной разницы: в обоих поток газо-жидкост¬ной смеси, поднимающийся по эксплуатационной колонне, поворачи¬вается на 180° и входит в корпус якоря. При повороте потока многие газовые пузыри, всплывая в жидкости, поднимаются за пределы по¬тока в зону неподвижной жидкости — сепарируются, а поток со значительно меньшим содержанием свободного газа (пузырей) или вовсе без газа движется вниз к входу во всасывающую трубку. По всасывающей трубке поток направляется в насос. Пузыри, которые не успели отсепарироваться при повороте потока, попадут в насос.

Рисунок 2.4 - Схемы простого Рисунок 2.5 - Кинематическая схема
газового якоря работы якоря по И.Г.Белову
1-корпус; 2-всасывающая трубка;  1-колонна; 2-корпус;
Iг – гидравлическая длина якоря;  3- всасывающая трубка;

В этом и состоит в общих чертах действие простого якоря, основан¬ного на принципе поворота потока. Впервые описанную схему дей¬ствия простого якоря экспериментально и теоретически изучил И. Г. Белов в АзНИИ ДН [33].
Изложим кратко теорию якорей И. Г. Белова. Прежде всего, он делит процесс сепарации газа при повороте потока на 180° на две части: 1) сепарация газа в затрубном пространстве (в кольце между эксплуатационной колонной и корпусом якоря), т. е. при повороте потока только на 90°, и 2) сепарация в самом газовом якоре, т. е. при дальнейшем повороте потока еще на 90° в кольце между корпусом и всасывающей трубкой. Это деление процесса на два этапа сущест¬венно важно и помогает при анализе.
Первый этап сепарации, по И. Г. Белову, происходит следующим образом. При движении потока смеси по эксплуатационной колонне абсолютная скорость каждого пузырька складывается из скорости движения жидкости νж и скорости всплывания его в неподвижной жидкости w (рисунок 2.5). Примем, что движение происходит параллель¬ными струями и поэтому все скорости направлены вертикально вверх. Так движутся пузырьки до уровня а — а (рисунок 2.5), располо¬женного на некотором расстоянии от нижней границы фильтра якоря. Выше этой границы картина меняется, так как вся жидкость должна войти в якорь через отверстия в корпусе. Поэтому частицы жидкости описывают некоторые криволинейные траектории, постепенно меняя вертикальное движение на горизонтальное. Путь через нижние от¬верстия корпуса представляет меньшие сопротивления и поэтому рас¬ход жидкости через нижний ряд отверстий будет наибольшим по срав¬нению с расходами через расположенные выше ряды. Наконец, где-то на уровне б — 6 (при достаточно большом числе рядов отверстий) начнется зона практически неподвижной жидкости. Значит, в пределах зоны аб вертикальные составляющие скоростей частиц, жидкости будут уменьшаться снизу вверх, а горизонтальные — от стенки корпуса якоря к стенке эксплуатационной колонны. В то же время пузырьки газа будут иметь вертикальную составляющую скорости абсолютного движения, равную алгебраической сумме скоростей всплывания и вертикальной составляющей скорости жидкости в данной точке, т. е. w + vB (см. рисунок 2.5). Горизонтальная составляющая скорости пузырька будет совпадать с горизонтальной составляющей скорости частиц жидкости в этой же точке vr величина vr есть скорость увлечения пузырька в якорь. Истинная скорость абсолютного движения пузырька и будет геометрической суммой обеих упомянутых скоростей:

Скорость и будет меняться в продолжение всего движения пу¬зырька. Пузырьки газа будут описывать криволинейные траектории, но отличные от траекторий частиц жидкости. В зависимости от со¬отношения вертикальной и горизонтальной составляющих скоростей пузырьков они будут либо увлекаться в отверстия корпуса якоря» либо проходить мимо него, т. е. сепарироваться от жидкости. От¬сюда следует, что сепарация газа в затрубном пространстве будет тем лучше (т. е. тем большее количество пузырьков выйдет за пределы потока жидкости), чем больше вертикальная и меньше горизонталь-ная составляющая скорости пузырьков.
Второй этап сеперации газа происходит уже внутри корпуса якоря, после прохождения пузырьков через отверстия фильтра. В мо¬мент, когда пузырек проходит через отверстия или границу между затрубным пространством и корпусом, вертикальная составляющая скорости жидкости vB — 0, а в последующем движении она уже направлена вниз, т. е, меняет свой знак. Так как через верхние от¬верстия жидкость движется медленнее, то вертикальная составля¬ющая скорости пузырьков при прохождении их через отверстия, может создать условия для выхода их в зону меньших скоростей жидкости и всплывания к «потолку» якоря или просто в зону непо¬движной жидкости. Поэтому при входе в отверстия якоря часть пузырьков увлекается жидкостью вниз по корпусу, а другая часть всплывает — сепарируется. Всплывшие пузырьки объединяются под «потолком» и газ выходит через верхний ряд отверстий в затрубное пространство в виде уже значительно более крупных пузырьков. Сепарирующая способность прифильтровой перфорированной зоны самого якоря будет тем выше, чем меньше скорость частиц жидкости в этой зоне при повороте потока от 90 до 180°.


Комментарии: 1 Литературный обзор и патентная проработка

Авторское свидетельство SU №1588910 по заявке №987175 от 14.02.1981. Автор С. В. Гаджиев.

Скважинная штанговая насосная установка.

Изобретение может быть использовано при откачке высоковязких и высокогазирован¬ных пластовых жидкостей из скважин механизированным способом. Цель изобрете¬ния — повышение надежности, эффектив¬ности в эксплуатации и расширение функ¬циональных возможностей установки путем выполнения штангового насоса вставным и увеличения коэффициента наполнения его цилиндра. Неподвижный плунжер (П) 2 насоса I установлен в подвижном ци¬линдре (Ц) 3, связанном с колонной 4 насосных штанг поперечником 5. Попереч¬ник 5 пропущен через симметричные про¬рези 6 штока 7 П 2. Всасывающий и нагне¬тательный клапаны (К) 8 и 9 располо¬жены соответственно в Ц 3 и П 2. Замок 12 замковой опоры 11 связан с П 2 в месте прорезей 6. Опора 13 размещена в колонне 10 насосных труб и установлена с возмож¬ностью взаимодействия с замком 12. В ниж¬ней части колонны 10 концентрично Ц 3 расположен укороченный Ц 14 с всасываю¬щим К 15 с возможностью образования с Ц 3 рабочей нары 16 насоса 1. П 2 и Ц 14 связаны между собой посредством заякоривания замка 12 в опоре 13 при посадке насоса 1. Концентричное расположение Ц 3, 14 и К 8, 15 позволяет применять К с увеличенным проходным сечением.
Изобретение относится к технике добычи нефти, и частности к скважинным штанго¬вым насосным установкам, и может быть использовано в нефтегазодобывающих от¬раслях промышленности при откачке высоко¬вязких и высокогазированных пластовых жидкостей из скважин механизированным способом.


На рисунке 1.2 схематично представлен скважинный штанговый насос.

 Рисунок 1.2 - Скважинный штанговый насос

Скважинная штанговая насосная уста¬новка содержит штанговый насос 1, непод¬вижный плунжер 2 который установлен в подвижном цилиндре 3. связанном с колон¬ной насосных штанг 4 посредством попереч¬ника 5, пропущенного через симметричные прорези 6 штока 7 неподвижного плун-жера 2, всасывающий 8 и нагнетательный 9 клапаны, расположенные соответственно в подвижном цилиндре 3 и неподвижном плунжере 2, а также колонну насосных труб 10.


Штанговый насос 1 снабжен замковой опорой 11, замок 12 которой связан с не¬подвижным плунжером 2 в месте выполнения симметричных прорезей 6 на его штоке 7. Опора 13 размещена в колонне насосных труб 10 и установлена с возможностью взаимодействия с замком 12. В нижней части колонны насосных труб 10 концентрично подвижному цилиндру 3 расположен дополнительный укороченный цилиндр 14 с всасывающим клапаном 15 с возмож¬ностью образования с основным подвиж¬ным цилиндром 3 дополнительной рабочей пары 16 насоса. Неподвижный плунжер 2 и дополнительный укороченный цилиндр 14 связаны между собой посредством заякоривания замка 12 в опоре 13 при посадке штангового насоса в колонне насосных труб 10. Подвижный цилиндр 3 и непод¬вижный плунжер 2 образуют полость 17, а дополнительный укороченный цилиндр 14 и подвижный цилиндр 3 - полость 18.

Скважинная штанговая насосная уста¬новка работает следующим образом.

При движении подвижного цилиндра 3 вниз, навстречу потоку жидкости, всасы¬вающий 8 клапан открывается и проис¬ходит полное принудительное заполнение по¬лости 17 подвижного цилиндра 3 штанго¬вого насоса 1 высоковязкой жидкостью, нагнетательный клапан 9 закрыт. При дви¬жении подвижного цилиндра 3 вверх вса¬сывающий клапан 8 закрывается, откры-вается нагнетательный клапан 9 и жид¬кость из полости 17 подвижного цилиндра 3 поступает в его надплунжерную полость (не обозначена), причем при повторении этих циклов жидкость по колонне насосных труб 10 поднимается на дневную поверх¬ность. Поперечник 5 постоянно находится под действием растягивающего усилия, образующегося от веса столба жидкости, действующей на площадь кольцевого сече¬ния подвижного цилиндра 3, т.е. площадь между дополнительным укороченным ци¬линдром 14 и подвижным цилиндром 3 (плунжером), который является тяжелым гидравлическим низом, протаскивающим нижний конец колонны насосных штанг 4 вниз в высоковязкой жидкости.

При откачке высокогазированных плас¬товых жидкостей наличие всасывающего клапана 15 в дополнительном укороченном цилиндре 14 дополнительной рабочей пары 16 позволяет осуществлять двойное сжатие жидкости. Первое сжатие происходит при завершении хода подвижного цилиндра 3 вниз, нагнетательный клапан 2 закрыт, а всасывающий клапан 8 открывается и гази¬рованная жидкость из полости 18 пере¬ходит в полость 17 и в связи с тем, что объем полости 17 меньше объема полости 18. происходит сжатие газированной жид¬кости в полости 17, причем при завершении хода подвижного цилиндре 3 вверх нагне¬тательный клапан 9 открывается, а всасы-вающий клапан 8 закрывается и проис¬ходит второе сжатие или дожим газирован¬ной жидкости в надплунжерной полости. При повторении указанных циклов попа¬дающая в объем полости 18 дополни¬тельного укороченного цилиндра 14 жид¬кость подвергается двойному сжатию и, не влияя отрицательно на работу штангового насоса 1, высокогазирозанная жидкость откачивается из скважины (не показана) на линейную поверхность.
Концентричное расположение основного подвижного цилиндра 3 и дополни¬тельного укороченного цилиндра 14 и их всасывающих клапанов 5 и 15 позволяет применить клапаны с увеличенным проход¬ным сечением.
Авторское свидетельство SU №1773288 по заявке №1015113 от 24.04.1981. Автор Б.М. Рылов.

Скважинная штанговая насосная установка.

Использование: при добыче нефти с вы¬соким газосодержанием. Сущность изобре¬тения: в колонне 5 подъемных труб размещены верхний и нижний цилиндры 1, 2 с расположенными в них соответственно верхним и нижним проходными поршнями 6,8 с средствами распределения в виде кла-панов 7, 9. Поршни 6,8 соединены со штан¬гой 15 привода возвратно-поступательного движения и связаны между собой общим полым штоком 11. Цилиндры 1.2 снабжены расположенной между ними перегородкой 12 с отверстием для прохода штока 11, снаб¬женного участком перфорированной повер¬хности. Поверхность выполнена над перегородкой 12 в зоне между нею и порш¬нем 6 при нахождении его в нижней мертвой точке. Цилиндр 2 снабжен участком перфо¬рированной поверхности 14, выполненной под перегородкой 12 в зоне между нею и поршнем 8 при нахождении его в верхней мертвой точке движения.
Изобретение относится к технике добы¬чи нефти и может быть использовано при добыче нефти из нефтяных скважин с преиму¬щественное высоким газосодержанием.
Известна скважинная штанговая насос¬ная установка, содержащая установленные один над другим два штанговых насоса, плунжеры которых жестко соединены цель¬ным штоком и имеют общий привод от стан¬ка-качалки.
Наиболее близкой по технической сущ¬ности и достигаемому эффекту к изобрете¬нию является скважинный штанговый насос, содержащий размещенные в колонне подъемных труб верхний и нижний цилиндры с расположенными в них соответственно вер¬хним и нижним проходными поршнями со средствами распределения в виде клапанов, причем поршни соединены со штангой при¬вода возвратно-поступательного движения и связаны между собой общим полым штоком;
Недостатком данного насоса является сложность конструкции из-за наличия об¬водных каналов для выпуска газа, ненадеж¬ность в обеспечении гидравлической плотности места посадки плоскостных кла¬панов, возможность выброса из насоса об¬ратно в скважину вместе с газом части жидкой фазы, что снижает объемную подачу насоса.
Цель изобретения - повышение эксплу¬атационной надежности и объемной подачи насоса.
Положительный эффект достигается за счет того, что откачиваемая газированная нефть из рабочих объемов цилиндров пере¬давливается в полость подъемных труб, со¬единением поршней нижнего и верхнего насосов проходным штоком, применением шаровых клапанов вместо плоскостных.
Сущностью изобретения является то, что верхний и нижний цилиндры снабжены расположенной между ними перегородкой с отверстием для прохода штока, последний снабжен участком перфорированной повер¬хности, выполненной над перегородкой в зоне между перегородкой и верхним порш-нем при нахождении последнего в нижней мертвой точке его движения, а нижний ци¬линдр снабжен участком перфорированной поверхности, выполненной под перегород¬кой в зоне между перегородкой и нижним поршнем при нахождении последнего в верхней мертвой точке его движения.
Отличительными признаками изобретения от прототипа являются:
- соединение поршней верхнего и ниж¬него цилиндров проходным штоком с воз¬можностью гидравлически плотного перемещения его в перегородке, укреплен¬ной между верхним и нижним цилиндрами;
- снабжение проходного штока участ¬ком перфорированной поверхности, выпол¬ненной над перегородкой в зоне между перегородкой и верхним поршнем при на¬хождении последнего в нижней мертвой точке его движения;
- снабжение нижнего цилиндра участ¬ком перфорированной поверхности, выпол¬ненной под перегородкой в зоне между перегородкой и нижним поршнем при на¬хождении последнего в верхней мертвой точке его движения.
На рисунке 1.3 схематично изображен общий вид насоса.

Рисунок 1.3 - Скважинный штанговый насос

Скважинный штанговый насос включа¬ет установленные один над другим верхний и нижний насосы, верхний цилиндр 1 и ниж¬ний цилиндр 2 которых осесиммётрично и жёстко соединены узлом 3. Нижний цилиндр 2 установлен в замковой опоре 4, укрепленной на колонне подъемных труб 5. Цилиндр 1 содержи! проходной поршень 6 и нагнетательные клапан 7, а цилиндр 2 - проходной поршень 8, нагнетательный клапан 9 и приемный кла¬пан 10. Поршни 6 и 8 соединены проходным штоком 11 с возможностью его возвратно-поступательного и гидравлически плотного перемещения в перегородке 12, укреплен¬ной в верхней части нижнего цилиндра 2. Проходной шток .11 снабжен участком 13 перфорированной поверхности, выполнен¬ной над перегородкой 12 в зоне между пе¬регородкой 12 и верхним поршнем 6 при нахождении последнего в нижней мертвой точке его движения. Нижний цилиндр 2 снабжен участком перфорированной поверхности 14, выполненной под перегородкой в зоне между перегородкой и нижним поршнем 8 при нахождении последнего в верхней мертвой точке его движения. Поршень 6 и 8 вместе с перегородкой 12 образуют в цилиндре 1 надпоршневую полость 16 и подпоршневую полость 17, а в цилиндре 2 - надпоршневую полость 18 и подпоршневую полость 19. В проходном штоке 11 имеется полость 20.

Скважинный штанговый насос работает следующим образом.

В крайнем нижнем положении поршней 6 и 8 полости 16, 17; 18, 19, 20 заполнены неф¬тью, сжатой гидростатическим давлением. При ходе поршней 6 и 8 вверх из крайнего нижнего положения клапаны 7 и 9 закрыва¬ются, а клапан 10 открывается. При этом полости 17,19 увеличиваются, а полости 16, 18 уменьшаются. В результате давление в полостях 17, 19, а также полости 20 умень¬шается, а давление в полостях 16, 18 оста¬ется практически неизменным ввиду постоянного сообщения этих полостей с по¬лостью подъемных труб 5 (условно не обоз¬начена). В результате в полость 19 через приемный клапан 10 всасывается нефть из скважины, часть которой через проходной шток 11 и перфорацию 13 поступает также и в полость 17. Так как полость 17 находится выше полости 19, то при откачке газирован¬ной нефти в полости 17 будет собираться преимущественно газовая фаза. В результа¬те повышается объемная подача насоса. Нефть из полости 18 выдавливается поршнём 8 в полость подъемных труб 5 через перфорацию 14, а из полости 16 также в полость подъёмных труб 5 через выкид на¬соса (условно не обозначен).
При ходе поршней 6 и 8 вниз полости 17 и 19 уменьшаются, полость 18 увеличивает¬ся, а клапан 10 закрывается. В результате давления в полостях 17 и 19 увеличиваются, а в полости 18 остается прежним. После выравнивания давлений над и под поршня¬ми 6 и 8 клапаны 7 и 9 открываются и нефть из полости 19
последовательно через про¬ходной шток 11 и клапан 7 выдавливается в полость подъемных труб 5, а нефть из полости 17 выдавливается в полость подъемных труб 5 через перфорацию 13 и клапан 7. В полость 18 ввиду ее увеличения поступает нефть из полости подъемных труб 5 через перфорацию 14.
Таким образом, скважинный штанговый насос работает как насос двустороннего действия.




Размер файла: 4,4 Мбайт
Фаил: (.zip)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.