Устройство откачки газа УОГ-1 (АО «Татнефть») с усовершенствованием цилиндрово-поршневой пары–компрессора. Установка штанговая скважинная насосная (ШСНУ)-Станок качалка-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Устройство откачки газа УОГ-1 (АО «Татнефть») с усовершенствованием цилиндрово-поршневой пары–компрессора. Установка штанговая скважинная насосная (ШСНУ)-Станок качалка-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Устройство откачки газа предназначено для снижения давления в затрубном пространстве нефтяной добывающей скважины, оборудованной станком-качалкой, путём перемещения попутного нефтяного газа из затрубного пространства в выкидную линию скважины для транспортировки совместно с добываемой жидкостью.
Использование данного устройства обеспечивает, во-первых, увеличение дебита скважины по нефти за счет повышения коэффициента наполнения насоса и роста депрессии на пласты, во-вторых, предотвращаются прямые потери нефтяного газа, в третьих, исключаются выбросы вредных веществ в атмосферу.
Компрессор УОГ-1 (устройство откачки газа), разработанный в АО «Татнефть» (НГДУ «Лениногорскнефть» совместно с институтом ТатНИПИнефть и АО «Газспецмашремонт»), представляет собой одноходовой, одноступенчатый компрессор. УОГ-1 содержит следующие узлы:
― устройство откачки газа (цилиндропоршневую пару) в собранном виде;
― крепежные детали для крепления устройства откачки газа к балансиру и
раме станка-качалки;
― трубопроводы;
― запорную арматуру;
― метрологические средства.
Основным узлом устройства откачки газа УОГ-1 является цилиндрово-поршневая пара – компрессор (рисунок 3.5), изготовление и сборка, которого производится в заводских условиях. Компрессор состоит из штока (1) d = 40 мм с поршнем (2) (уплотнение – чугунные компрессионные кольца), с верхней (4) и нижней (5) крышками, соединёнными шпильками М20, клапана всасывающего (6) и нагнетательного (7).
На рисунке 3.6 приведена технологическая схема обвязки устройства откачки газа. Прием УОГа соединен при помощи компенсатора (трубопровода с петлей расчетной длины) с газопроводом, который через осушитель газа соединен с затрубным пространством глубинно-насосной скважины. Осушитель газа предназначен для сепарирования газа от влаги.
Выкид компрессора УОГ-1 также с помощью компенсатора соединяется с выкидной линией скважины для транспортирования газа совместно с нефтью. Для предупреждения попадания жидкости в цилиндр УОГа на его выкидной линии устанавливается обратный клапан. В случае чрезмерного повышения давления на нагнетательной линии УОГа, для предупреждения возможной аварии, срабатывает перепускной клапан, установленный в корпусе УОГа, сбрасывающий избыточный газ в затрубное пространство скважины. При движении поршня вверх при помощи всасывающего клапана (поз. 6 рисунок 3.5) газ всасывается в цилиндр, затем при ходе поршня вниз сжимается до необходимого давления и при помощи нагнетательного клапана (поз. 7 рисунок 3.5) подается в выкидную линию.
Устройство откачки газа УОГ-1 приведено на рисунке 3.7. Балка шарнира (4) устанавливается на раму станка-качалки и крепится к ней пластинами с двух сторон и гребёнкой между ними через отверстия d = 22 мм болтами М20.
Компрессор в сборе (1) при помощи шарнира (2) крепится к балке шарнира (4) и затягивается контргайкой (8). Шарнирное крепление цилиндра позволяет ему изменять наклон своей оси при перемещении поршня. Монтаж производят на раме станка-качалки между редуктором и стойкой балансира (или между устьевой арматурой скважины и стойкой балансира). Шток поршня посредством штанги с шарнирной подвеской присоединяется к заднему (или переднему) плечу балансира станка-качалки через пластины подвески (3) шпильками, с четырьмя гайками М20 каждая. Поршень приводится в движение балансиром станка-качалки.
Для предотвращения обратного потока газа, в трубопроводе предусмотрен обратный клапан (рисунок 3.7). При движении поршня цилиндра УОГ-1 вниз, газ выталкивается в нагнетательную линию и попадает в корпус (1) обратного клапана через подводное отверстие крышки (3), под давлением отжимая шарик (6). На корпусе клапана нанесена стрелка-указатель направления потока среды.
Наблюдавшиеся отказы работы компрессора из-за погнутия штока были связаны в основном с неправильной установкой мертвого пространства в про-цессе монтажа. На скважинах 3911а, 24366а отмечалась неустойчивая работа клапанов (давление на выкиде близко или равно давлению на всасывающей линии) из-за плохой притёртости пластины и седла вследствие низкого качест-ва изготовления. Компрессор на скважине 1964 показал хорошую работу: газ устойчиво откачивался из затрубного пространства (давление поддерживалось равным 0,48 МПа) в нефтяную линию (давление 0,85 МПа). В целом, по результатам испытаний был подготовлен ряд рекомендаций по улучшению конструкции компрессора (в частности узла регулирования мертвого пространства), используемых материалов уплотнений, повышению качества изготовления.
Основным недостатком устройства УОГ-1 является поломка из-за попадания в него пластовой жидкости. Характерные поломки здесь – изгиб штока, поэтому чтобы исключить это предлагаю изменить конструкцию тяги, которая будет составной (рисунок) При достижении предельно-допустимой нагрузки на шток шпилька срезается и УОГ-1 прекращает свою работу без поломок. В результате исключается простой устройства, а также все затраты, связанные с транспортировкой, демонтажом и монтажом УОГа. Соответствующие расчёты приведены в расчётной части.
 Анализ конструкций и работы компрессоров различных фирм и изготовителей показал их работоспособность, причем имеющиеся данные свидетельствуют о технологической эффективности компрессоров. В частности, обеспечивается снижение давления в затрубном пространстве и наблюдается увеличение дебита скважин. Все конструкции и типоразмеры, в основном, близки между собой, поэтому решение об использовании компрессоров той или иной фирмы должно определяться технико-экономическими расчетами.

Компрессор представляет собой поршневую машину объемного действия и состоит из следующих частей:
― цилиндра с органами газораспределения и системой клапанов;
― поршня;
― штока;
― уплотнительного устройства штока;
― уплотнительного устройства поршня;
― шарнирных опор;
― рамы монтажной.
Привод компрессора осуществляется от балансира станка-качалки. Шар¬нирная опора штока закрепляется на балансире станка-качалки, а шарнирная опора цилиндра- на опорной раме качалки. При работе станка-качалки проис¬ходит как возвратно-поступательное движение поршня относительно цилинд¬ра, обеспечивающее процессы всасывания и нагнетания газа, так и качание цилиндропоршневой группы. Транспортировка всасываемого и нагнетаемого газа между неподвижным газопроводом и подвижным цилиндром осуществля¬ется с помощью гибких рукавов высокого давления.
В основном, данный компрессор является полной копией компрессора BGC фирмы « Permian Production Equipment, Inc». Рабочие клапаны (всасывающий и нагнетательный), предохранительный и байпасный клапаны на опытных образцах компрессора использованы те же, что и на компрессоре BGC. Отличием является отсутствие системы смазки благодаря применению фторопласта для изготовления сальников и уплотнительных колец поршня.
Эксплуатационные испытания опытного образца компрессора, изготов-ленного ОАО « Спецнефтехиммаш» были проведены на скважине N 359 Мих-Коханского месторождения НГДУ «Первомайнефть» Куйбышевской области. Была произведена обкатка компрессора на холостом и на рабочем ходах. В ре¬зультате испытаний был
сделан вывод о хорошей работоспособности компрес¬сора и удовлетворительном качестве его изготовления.
В настоящее время один компрессор АО «Спецнефтехиммаш» работает на скважине 501 Бобровского месторождения, введенный в эксплуатацию в июле 1997 года, отличающийся более качественным изготовлением по сравнению с опытным образцом. За два месяца эксплуатации компрессор позволил допол¬нительно добыть 425,9 т нефти, при этом не наблюдалось не одной серьезной его неисправности.

4 ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА

 Патентную проработку по теме дипломного проекта “Устройство для откачки газа” я проводил в четвёртом корпусе УГНТУ в патентном отделе. Результатом данной проработки стали два патента:
 а) способ добычи нефти;
 б) установка для добычи нефти.

4.1 Способ добычи нефти

Патент РФ No 2106482, класс МПК – 6 Е 21 В 43/00. Заявка была подана 18.04.96. Авторы изобретения: Сахабутдинов Р.З., Залятов М.М., Тронов В.П., Фаттахов Р.Б.
Способ добычи нефти из скважины, включающий подъем жидкости глубинным насосом с забоя на поверхность и отбор газа из затрубного пространства компрессором с приводом от станка-качалки глубинного насоса, отличающийся тем, что компрессор связывают с балансиром станка-качалки при условии:
где Рком - сила, создаваемая компрессором при сжатии газа, Н;
Ршт – сила, действующая на головку балансира, при ее движении вниз, Н;
а – расстояние от точки опоры балансира до точки приложения нагрузки на
головку балансира при ее ходе вверх, м;
с – удаление точки крепления компрессора от опоры балансира, м. при этом подъем жидкости насосом осуществляют одновременно с наполнением газом цилиндра компрессора, а сжатие газа компрессором осуществляют одновременно с наполнением жидкостью насосно-компрессорных труб над плунжером.

4.2 Установка для добычи нефти

Патент РФ No 2122105, класс МПК – 6 Е 21 В 43/00. Заявка была подана 21.01.97. Авторы изобретения: Тахаутдинов Ш.Ф., Нурмухаметов Р.С., Галимов Р.Х., Сахабутдинов Р.З., Залятов М.М., Тронов В.П., Фаттахов Р.Б., Набиев З.Г.
Установка для добычи нефти, включающая станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с приводом от станка-качалки и всасывающей линией, соединённой с затрубным пространством скважины, отличающаяся тем, что часть компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединены с затрубным пространством этой же или другой скважины с учётом определения газовой силы компрессора (Fком, Н) из условия:
где F* – максимально допустимая нагрузка на головку балансира, Н;
Fгол – нагрузка на головку балансира при её ходе вверх, Н;
а – расстояние от точки опоры балансира до точки приложения
нагрузки на головку балансира, м;
с – удаление точки крепления компрессора от опоры балансира, м;
Рзатр – давление в затрубном пространстве скважины, Па;
S – площадь тыльной поверхности поршня, м2.