Установка штанговая скважинная насосная. Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

УСТАНОВКИ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ ДЛЯ
  ДОБЫЧИ НЕФТИ

В основу эксплуатации скважин насосами с механическим приводом по-ложено использование объёмного насоса, спускаемого в скважину и приводимо-го в действие приводом, расположенным на поверхности.
Известные отечественные и зарубежные установки можно разделить на две большие группы:
– штанговые скважинные насосные установки;
– длинноходовые глубиннонасосные установки.
1.1 Штанговые скважинные насосные установки
Штанговая скважинная насосная установка (ШСНУ) состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного обо-рудования. В редких отдельных случаях какой-либо из перечисленных элемен-тов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы ШСНУ.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механиче-скую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.
Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из от-дельных штанг, соединённых друг с другом резьбовыми соединениями. Колон-на насосных штанг передаёт механическую энергию от привода к скважинному насосу.
Скважинный насос (как правило, плунжерный) преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой пластовой жидкости.
Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для подъёма отка-чиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.
Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, её соединения с нефтепромысловым коллектором, а также фиксирует верх колонны НКТ.
Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины [4, c.104]. В комплект могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относительно эксплуатационной колонны, га-зовые и песочные якори для отделения из пластовой жидкости, поступающей на приём скважинного насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.
В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее внутренняя полость используется в качестве канала для подъёма пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фикси-руется специальным якорем с пакером.
Рассмотрим отдельные элементы установки на примере ШСНУ с балан-сирным станком- качалкой (рисунок 1.1).
Штанговая скважинная насосная установка включает в себя привод, рас-полагаемый в непосредственной близости от устья скважины. Известно большое число различных конструкций приводов. Привод ШСНУ обеспечивает верти-кальное возвратно-поступательное перемещение верхней точки колонны штанг. Последняя собирается из отдельных штанг длиной 8 м, диаметром 16-25 мм, со-единяемых 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, обеспечива-ющий герметизацию внутренней полости НКТ.
Колонна насосно-компрессорных труб соединяет скважинный насос (его цилиндр) с устьевым оборудованием и образует канал для движения вверх пла-стовой жидкости, откачиваемой скважинным насосом. Колонна собирается из отдельных труб 17 длиной 8-11 м и диаметром 38-102 мм с помощью муфт.
Устьевое оборудование I имеет корпус, в котором расположен устьевой сальник, боковой отвод для соединения внутренней полости НКТ с промысло-вым коллектором, а также боковой отвод, сообщающийся с затрубным про-странством. Устьевой сальник снабжен механизмом для регулировки его затяж-ки и фиксации уплотнённого элемента.
Штанговый скважинный насос III представляет собой насос одинарного действия [4, c.105]. Он состоит из цилиндра 24, соединённого с колонной НКТ, плунжера 25, соединённого с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 уста-новлен на плунжере, а всасывающий 27 – в нижней части цилиндра.
Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песча-ный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости [4, c.106]. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и эксплуатационной 16 колоннами (на фрагментах I-IV рисунка эксплуатационная колонна не показана), а песок осаждается в корпусе якоря.
При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передаётся через редук-тор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир с головкой в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер так-же совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся под плунже-ром, которая по колонне насосно-компрессорных труб движется вверх – проис-ходит её откачивание. В это время впускной всасывающий клапан открыт, и жидкость заполняет объём 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 саль-ника 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 раз-меры 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 упругие деформации её 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 подъёма пла-стовой жидкости.
Всё это предопределяет конструктивные особенности основных элементов и узлов ШСНУ [4, c.107].
1.2 Длинноходовые глубиннонасосные установки
Примером длинноходовой глубиннонасосной установки может служить разработанная и изготовленная в 1997-1998 годах Уфимским государственным нефтяным техническим университетом совместно с НГДУ «Арланнефть» и Нефтекамским заводом нефтепромыслового оборудования длинноходовая глу-биннонасосная установка для одновременной эксплуатации двух соседних нефтяных скважин, принципиальная схема которой показана на рисунке 1.2.
Данная установка предназначена для подъёма жидкости из двух рядом расположенных нефтяных скважин с обсадными колоннами диаметром 127 мм и более в условиях умеренного и холодного (район I) макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80.
Верхние концы штанг, опущенных в две соседние скважины, соединяются цепью, перемещающейся по двум звездочкам: ведущей и направляющей. Звёз-дочки расположены в герметичных одинаковых устьевых кожухах, соединён-ных герметичной соединительной трубой.
Наземное оборудование двух соседних скважин показано на рисунке 1.3. Устьевая арматура двух соседних скважин может быть установлена на разной высоте, поэтому кожух ведущей звёздочки и кожух направляющей звёздочки герметично соединяются с насосно-компрессорными трубами с помощью соот-ветствующих размеров патрубков.
Соединяющая два соседних устья герметичная труба состоит из двух сек-ций, соединённых сильфоном. Наличие сильфона вызывается необходимостью компенсации температурных изменений размеров соединительной трубы.
В герметичной внутренней полости соединительной трубы перемещается возвратно-поступательно цепь, соединённая с верхними частями колонн штанг [6, c.44]. Возвратно-поступательное движение цепи и жёстко связанных с ней плунжеров осуществляется ведущей звездочкой, получающей реверсивно-вращательное движение от редуктора через карданный вал.
Привод редуктора осуществляется от гидромотора, установленного вме-сте с редуктором на общей плите и соединённого с входным валом редуктора с помощью муфты. На этой же плите смонтирован узел тормоза и аппарат ревер-сирования, с помощью которого осуществляется реверс гидромотора в крайних точках положения плунжера.
Для уменьшения динамических нагрузок скорость перемещения плунжера в насосно-компрессорных трубах от состояния покоя (в крайних точках поло-жения плунжера) до своего максимального значения должна нарастать медлен-но. Реально это нарастание скорости должно происходить за время от 3 до 10 секунд, и время это зависит, в основном, от технических параметров глубинно-насосного оборудования, характеристики поднимаемого на поверхность флюи-да (вязкость, процентное содержание воды, наличие газа и пр.), отклонение от вертикали ствола скважины и т. д. Отмеченные факторы влияют на ускорение падающего под собственным весом насосного оборудования (плунжер со штан-гами) в одной из скважин, в то время как в соседней скважине осуществляется подъём плунжера с жидкостью. «Зависание» плунжера при опускании под соб-ственным недопустимо, так как при этом может сработать защита по минималь-ному весу глубиннонасосного оборудования.
Медленное нарастание скорости перемещения плунжеров обеспечивается гидроприводом. Причём следует заметить, что регулирование это осуществля-ется воздействием на гидронасос, установленный вместе со станцией управления в специальном помещении типа «Спутник» и расположенном на некотором рас-стоянии от эксплуатируемых скважин.
В процессе подъёма жидкости из скважины на поверхность вес поднимае-мой жидкости может достигать от 3 до 5 и более тонн [6, c.48]. К осям ведущей и направляющей звёздочек будут приложены вертикальная и горизонтальная составляющие усилий. Вертикальная составляющая будет передаваться на усть-евую арматуру, которая может выдержать значительно большую нагрузку, чем вертикальная составляющая. Горизонтальная же составляющая будет изгибать патрубки, герметично соединяющие кожухи звёздочек с устьевой арматурой. Патрубки эти в данном случае являются слабыми звеньями, разрушение кото-рых необходимо предотвратить.
Укрепляются патрубки специальными подкосами, установленными в направлении равнодействующей вертикальной и горизонтальной составляющих веса поднимаемой жидкости. В этих же подкосах установлены тензодатчики, позволяющие определять усилия в тяговом элементе при перемещении плунже-ров в насосно-компрессорных трубах [6, c.49].
Однако данная конструкция привода штангового скважинного насоса имеет существенный недостаток: тяговый элемент не отвечает условиям и нагрузкам, возникающим на нём в процессе подъёма пластовой жидкости из скважины.
Именно поэтому, в настоящее время большее применение на практике нашли штанговые скважинные насосные установки с прив

В проекте произведен анализ конструкций установок для добычи нефти глубинными насосами, а также анализ конструкций самих насосов; сделан подбор для эксплуатации скважины, произведены прочностные расчеты основных узлов установки. В качестве специальной разработки представлена колонна штанг для наклонно-направленной скважины, а так же проведена патентная проработка по данной проблеме. Рассмотрены вопросы монтажа, эксплуатации ШГН.
Выполнен расчет эффективности инвестиций в проект внедрения специальной разработки. Рассмотрены факторы и причины производственного травматизма и профзаболеваемости, а та же мероприятия их устранения на производстве. В разделе охраны окружающей среды проанализирован способ очистки почв от нефтяных загрязнений.