Проект установки штанговой глубинной насосной ШГН для добычи 28 м3/сут наименование темы с анализом работы колонны штанг по НГДУ_с модернизированным устьевым сальником Сальник устьевой СУС 2А-73-31 ОАО «ТАТНЕФТЬ» Станок-качалка СК12-2,5-4000-Курсовая рабо

Проект установки штанговой глубинной насосной ШГН для добычи 28 м3/сут наименование темы с анализом работы колонны штанг по НГДУ_с модернизированным устьевым сальником Сальник устьевой СУС 2А-73-31 ОАО «ТАТНЕФТЬ» Станок-качалка СК12-2,5-4000-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Дипломный проект состоит из: графического материала общим объемом в количестве 10 листов формата А1, и пояснительной записки объемом 120 машинописный лист, включающую 16 рисунков, 21 таблиц и 85 формул, а также список использованных источников, включающий 22 пункта.
ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ ГЛУБИННАЯ УСТАНОВКА, САЛЬНИК УСТЬЕВОЙ, ПЛУНЖЕРНАЯ ПАРА
В данном дипломном проекте рассматривается такая проблема современной нефтяной промышленности, как уплотнение устья скважины.
Разработанные в проекте устройства направлены на решение указанной задачи.
Разработана новая конструкция оборудования уплотнения устья скважины - плунжерная пара.
Дипломный проект состоит из пояснительной записки и графической части.
Пояснительная записка включает в себя 3 раздела: техническую часть, экономическую часть и раздел безопасности и экологичности проекта. В техническую часть входят: анализ существующих приводов, виды приводов, обзор технической и патентной литературы, анализ работы колонны штанг, а также все необходимые расчеты, которые обеспечивают работоспособность базовых узлов оборудования устья скважины. Экономическая часть рассматривает вопросы обеспечения экономической эффективности при применении в качестве уплотнения устья скважины плунжерной пары. Раздел безопасности и экологичности проекта рассматривает вопросы охраны труда и окружающей среды.
4.3.3 Зависимость частоты обрывов штанговых колонн от
продолжительности их работы

Анализ рассматриваемой зависимости базируется на данных по 362 скважинам за весь период их эксплуатации, равный 11 лет, применительно к скважинам НГДУ «Альметьевнефть», «Бавлынефть» и «Иркеннефть» и 6 лет – НГДУ «Заинскнефть».
Результаты анализа показывают, что по всем НГДУ штанговые колонны в начальный период эксплуатации (в течение первых 3-х лет) имеют повы-шенную частоту обрывов. Снижение порывности прослеживается в период работы штанговых колонн от 3-х до 7-ми лет. Для колонн, продолжающих работать после этого срока, частота обрывов снова возрастает.
Исходя из полученной тенденции изменения частоты обрывов штанг во времени, продолжительность эксплуатации штанг можно разделить на три периода:
1 период – до 3-х лет эксплуатации штанг;
2 период – от 3-х до 7-ми лет;
3 период – свыше 7 лет.
Относительно повышенная обрывность штанг в начальный период их эксплуатации в определённой мере вызвана несоблюдением правил транс-портировки, наличием заводских дефектов.
После выбраковки неисправных и повреждённых штанг наступает пери-од стабильной работы, характеризующийся снижением частоты обрывов. Последующее повышение частоты обрывов штанг объясняется выработкой ресурса, а, следовательно, их износом. Выявлено, что для анализируемой группы скважин такая стадия характерна после 7-летнего периода эксплуа-тации.

5 Патентная проработка
В настоящее время для уплотнения полированного штока скважин, экс-плуатируемых штанговыми насосами, предназначены сальники устьевые СУС. Отличительная особенность сальника наличие пространственного шарнира между головкой сальника (содержащей уплотнительную набивку) и тройником.
Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины обеспе-чивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.
Устьевые сальники изготавливаются двух типов: СУС1 - с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявле-ний); СУС2 - с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями).


Рисунок 5.1 – Сальники устьевые СУС1 (слева) и СУС2 (справа)

Самоустанавливающийся сальник СУС1 (рисунок 5.1) состоит из шаро-вой головки 9 с помещенными в ней верхней и нижней 3 втулками с вклады-шами из прессованной древесины 7 и уплотнительной набивки 9. На верх-нюю часть шаровой головки навинчивается крышка 12 с двумя скобами, ко-торыми подтягивается уплотнительная набивка 9. В верхней части крышки головки 12 над грундбуксой имеется кольцевой резервуарчик 11, служащий для смазки трущихся поверхностей полированного штока, набивки и вкла-дышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплот-нительное кольцо 5. Два стопора в нижней части шаровой головки не позво-ляют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки. Шаровая головка крепится к тройнику 1 двумя откидными болтами 14, укрепленными на тройнике пальцами 17, которые входят в проушины болтов.
Устьевой сальник СУС2 в отличие от сальника СУС1 имеет вторую ка-меру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами. При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные эле-менты, на скважине. Параметры сальников СУС1 и СУС2 представлены в таблице 5.1.
Пластовая жидкость отводится в выкидную линию, которая соединяется с тройником посредством быстроразборной конструкции, состоящей из нип-пеля 1 и накидной гайки 2.
К особенностям рассматриваемой конструкции относится наличие шар-нирного соединения, позволяющего головке вместе с уплотнением поворачи-ваться и самоустанавливаться по устьевому штоку. Это уменьшает радиаль-ные составляющие усилия взаимодействия устьевого штока с вкладышами, а значит, и износ. Таким образом, обеспечивается большая долговечность уплотнительной набивки, уменьшается частота ее подтягивания.
Помимо описанного применяется устьевой сальник СУС2 с двойным уплотнением и тремя рядами направляющих втулок .

Таблица 5.1 Параметры устьевых сальников
Техническая характеристика устьевых сальников
Параметр СУС1-73-31 СУС2-73-31
Рабочее давление, МПа:
при подвижном устьевом штоке
при неподвижном устьевом штоке
и затянутой сальниковой набивке
4

7,0
4

14,0
Диаметр присоединительной резьбы, мм 73 73
Диаметр сальникового устьевого штока, мм 31 31
Масса, кг 21 24
Недостатком сальников устьевых самоустанавливающихся (СУС) явля-ется:
1) Значительные потери на трение в уплотнительном элементе;
2) Необходимость постоянно контролировать состояние сальнико-вой набивки визуальным осмотром, т. е. оператор должен ежедневно прове-рять работу устьевого сальника;
3) Нарушение работы сальника при отсутствии подачи насоса, саль-никовая набивка «сгорает».
Патент No1260559
Изобретение предложенное В. Л. Строковым позволяет повысить надежность работы уплотнения. Шток 3 установлен в гидроцилиндре 1 с крышкой 2. Ввод в штоковую полость выполнен в виде канала, образованного сфериче-ской поверхностью втулки 5. Втулка 5 упруго установлена относительно крышки 2 со стороны уплотнительного элемента 4 на штоке 3 с возможно-стью взаимодействия с элементом 4. При движении втулки 5 уменьшается кон-тактное давление элемента 4, что позволяет сочетать низкую силу трения с надежным позиционированием. 2.
Цель изобретения — повышение надежности путем сочетания низкого момента трения с надежным позиционированием.
На рисунке 5.2 показано уплотнение, общий вид; на рисунке 5.3 — узел с
регулируемым элементом.

Рисунок 5.2 Уплотнение штока

Устройство содержит гидроцилиндр 1 с крышкой 2, шток 3, эластич-ный уплотнительный элемент 4 на штоке 3, за которым расположен ввод в штоковую полость в виде канала, образованного сферической поверхно-стью крышки 2 гидроцилиндра и сопрягаемой с ней поверхностью втулки 5, при-чем втулка 5 установлена упруго посредством пружины и взаимодействует с уплотнительным элементом 4. Кроме того, камера, образованная вводом в штоковую полость и уплотнительным элементом 4, соединена со сливом.
Уплотнение работает следующим образом. При подаче жидкости в штоковую по-лость она эжектируется между сферическими поверхностями крышки и втулки и перед уплотнительным элементом 4 происходит понижение дав-ления и разгрузка последнего. Для еще большей разгрузки уплотнитель-ного элемента 4 камера перед ним соединяется со сливом. Для уменьше-ния силы трения и уменьшения потерь на дросселирование введена регули-рующая втулка 5, которая при подаче жидкости от насоса в штоковую по-лость отодвигает вправо втулку 5, сжимая пружину 6. При этом уменьшается контактное давление уплотнительного элемента 4 и увеличивается пло-щадь входного канала. Последнее позволяет сочетать низкую силу трения с надежным позиционированием, за счет того, что при неподвижном штоке уплотнитель надежно герметизирует объем, а при движении уплотнитель отжимается 22.

Рисунок 5.3 Узел с регулируемым элементом

К недостаткам данного уплотнения относится:
1) не долговечность работы вспомогательного уплотнения резинового кольца;
2) низкий межремонтный период.
Оценивая недостатки данного уплотнения, приходим к выводу, что оно не являет-ся работоспособным в условиях работы скважинной насосной установки.

Патент No2260672
Известно устройство для уплотнения устьевого полированного штока глубинного насоса (рисунок 5.4).

Рисунок 5.4 - Устьевой сальник

В изобретении решается задача повышения надежности, долговечности и обеспечения удобства в работе устьевого сальника штанговой насосной установки на скважине с высоким устьевым давлением.
Задача решается тем, что в устьевом сальнике штанговой насосной уста-новки, содержащем камеру с сальниковой набивкой и крышкой для уплотне-ния устьевого полированного штока, связанного с подвеской колонны штанг, патрубок с шаровой опорой, расположенной в гнезде тройника арматуры, согласно изобретению с нижней стороны к шаровой опоре патрубка подсо-единен свободно подвешенный цилиндр, в котором расположен с возможно-стью возвратно-поступательного движения заглушенный плунжер, при этом плунжер с нижней стороны соединен с подвеской колонны штанг, а с верхней – с устьевым полированным штоком, причем внутренняя полость патрубка и надплунжерной зоны цилиндра заполнены смазкой и гидравлически сооб-щены с затрубным пространством устьевой арматуры через обратный кла-пан.
На рисунке изображен общий вид устьевого сальника штанговой насос-ной установки при крайнем верхнем положении полированного штока.
Устьевой сальник штанговой насосной установки состоит из патрубка 1 с шаровой опорой 2, установленной при помощи шаровой крышки 3 в гнез-де тройника 4, который соединен планшайбой 5 с устьевой арматурой 6. К нижней части шаровой опоры 2 подсоединен и свободно подвешен цилиндр 7 с желобчатым плунжером 8 (в дальнейшем плунжер) от глубинного штан-гового насоса, который размещен в арматуре 6 и верхней части первой тру-бы колонны насосно-компрессорных труб 9. Плунжер 8, расположенный в цилиндре 7 с возможностью возвратно-поступательного движения, заглушен и с нижней стороны соединен с колонной насосных штанг 10, а с верхней - с полированным устьевым штоком 11 подвески станка-качалки (не показано). На верхнюю часть патрубка 1 навернута уплотнительная камера 12 с саль-никовой набивкой 13 и крышкой 14. Внутренняя полость патрубка 1 гидрав-лически сообщена с затрубным пространством 15 устьевой арматуры 6 через вентили 16, 17 и обратный клапан 18. При этом внутренняя полость патруб-ка 1 и надплунжерной зоны цилиндра 7 заполнены смазочным материалом 19 для смазки плунжерной пары и сальниковой набивки 13.
Патент No2285152
Представляет интерес устройство для герметизации устьевого штока скважинной штанговой насосной установки, содержащее смонтированный на устьевой арматуре скважины корпус и три уплотнения, смонтированные в корпусе последовательно.
Новым является то, что нижняя часть корпуса с первым и вторым снизу верх уплотнениями со стороны высокого давления размещена в колонне труб, спущенных в скважину, при этом полость корпуса между этими уплот-нениями сообщена с затрубным пространством колонны труб, а полость корпуса между вторым и третьим уплотнениями сообщена с дополнитель-ным резервуаром для смазочной жидкости.
Новым является также то, что первое уплотнение выполнено в виде плунжерной пары.

Рисунок 5.5 – Принципиальная схема устройства

Устройство для герметизации устьевого штока 1 (см. рисунок 5.5) сква-жинной штанговой насосной установки (не показана) содержит смонтиро-ванный на устьевой арматуре 2 скважины 3 корпус 4, три уплотнени5, 6 и 7, смонтированные последовательно в корпусе 4. Нижняя часть корпуса 4 с первым 5 и вторым 6 снизу верх уплотнениями со стороны высокого давле-ния размещена в колонне труб 8, спущенных в скважину 3. Полость 9 корпу-са 4 между этими уплотнениями 5 и 6 сообщена каналами10 (см. рисунок 5.6) с затрубным пространством 11 колонны труб 8. Полость 12 корпуса 4 между вторым 6 и третьим 7 уплотнениями сообщена с дополнительным резервуа-ром 13 для смазочной жидкости каналами 14. При этом первое уплотнение 5 может быть выполнено в виде плунжерной пары. Пополнение смазочной жидкости в резервуаре 13 позволяет заправочная горловина 15. Продукция из скважины 3 поступает через обратный клапан 17 в выкидную линию 18. Для сброса газа из затрубного пространства 11 колонны труб 8 в устьевой арматуре 2 предусмотрено сообщение этого пространства 11 через обрат-ный клапан 19 с выкидной линией 18 скважины 3.

Рисунок 5.6 – Сечение А-А

Устройство работает следующим образом.
Предлагаемая конструкция крепится на устьевой арматуре 2 скважины 3. Скважинная насосная установка придает штоку 1 возвратно -поступательное перемещение вверх-вниз. При этом если первое уплотнение 5 жестко соединено с корпусом 4, то герметизация происходит по внутренней поверхности, взаимодействующей со штоком 1, а если оно выполнено в виде плунжерной пары, то оно жестко соединено со штоком 1 и герметизировано по наружной поверхности, взаимодействующей с корпусом 4. В ходе работы могут возникать незначительные неконтролируемые утечки первого уплот-нения 5, которые из полости 9 по каналам 10 отводятся в затрубное про-странство 11 колонны труб 8. В полости 12 между вторым 6 и третьим 7 уплотнениями находится смазочная жидкость, которая поступает по каналам 14 из резервуара 13, благодаря чему уменьшается трение между штоком 1 и уплотнениями 5,6, 7 и уменьшается вероятность коррозии наружной поверх-ности штока 1. Продукция скважины 3 поднимается по колонне труб 8 и ка-налам 16,откуда она отбирается в выкидную линию через обратный клапан 17.
В ходе работы смазочную жидкость в резервуаре 13 пополняют через заправочную горловину 15. Скопленный газ в пространстве 11 из устьевой арматуры 2 через обратный клапан 19 сбрасывается в выкидную линию 18 до обратного клапана 17. При работе с высоким устьевым давлением в про-цессе откачки воды в системе межскважинной перекачки для поддержания пластового давления устройство имеет повышенную надежность и упрощает-ся его обслуживание, поскольку первое уплотнение, выполненное в виде плунжерной пары, воспринимает основной перепад давления, небольшая утечка через зазор плунжерной пары (необходимая для смазки пары) авто-матически отводится обратно в скважину через каналы, соединяющие по-лость над первым уплотнением с межтрубным пространством, а второе кон-тактное уплотнение, работающее под небольшим перепадом давления, по-стоянно смазывается из дополнительного резервуара достаточно большого объема смазочной жидкостью. Размещение первого уплотнении каналов от-вода утечки в скважине, в зоне омывания поднимаемой из скважины продук-цией, имеющей плюсовую температуру, предотвращает замерзание воды в каналах в зимнее время.
Изучив конструкции и принцип работы предлагаемых устройств, мною было принято решение взять за прототип патент No2260672 и вместо устье-вого сальника в качестве уплотнительного устройства устья установить плунжерную пару, схема которой представлена на рисунке 5.4.

Уважаемые члены аттестационной комиссии!
При насосной эксплуатации нефтяных скважин наиболее распространенными являются штанговые глубинные установки (ШГНУ), установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН), установки электровинтовых насосов (УЭВН). К недостаткам УЭВН можно отнести очень узкую область применения по подачам и напорам. (При подаче 4м3/сут. напор насоса составляет 2000 м, а при подаче 16м3/сут. напор составляет 750м.) Для УЭЦН характерно применение в высокодебитных скважинах.
Наиболее распространенным видом механизированной добычи нефти являются ШГНУ, которыми в странах СНГ оборудовано свыше 57 % общего фонда нефтяных скважин. С точки зрения экономических возможностей ШГНУ обеспечивают высокий напор в диапазоне подач от 5 до 50 м3/сут. В области подач от 1 до 40 м3/сут. ШГНУ имеет более высокий к.п.д. по сравнению с другими способами добычи нефти, и при Q=35 м3/сут., он может достигать максимального значения (37%). Таким образом, применение ШГНУ для работы в условиях малого дебита скважин является наиболее выгодным.
Основной целью этой работы является повышение эффективности и надежности проектируемого оборудования.
В П.З. приводятся результаты анализа известных аналогов приводов ШГНУ, результаты патентных исследований, и анализ работы штанговых колонн по 5ти НГДУ, который показывает, что основными причинами нарушения работоспособности штанговой колонны являются:
1) запарафинивание 48% от всех проводимых ремонтов; 2) обрыв штанг 33%; 3) износ и замена полированного штока 10%; 4) отворот штанг 7%; 5) износ и замена колонны штанг 2%.
Спец вопрос
В ходе проведенной работы , мое внимание привлек патент , в котором рассматривают устьевой сальник с плунжерной парой в качестве уплотнения.
Устьевой сальник штанговой насосной установки состоит из патрубка 1 с шаровой опорой 2, установленной при помощи шаровой крышки 3 в гнезде тройника 4, который соединен планшайбой 5 с устьевой арматурой 6. К нижней части шаровой опоры 2 подсоединен и свободно подвешен цилиндр 7 с желобчатым плунжером 8 от глубинного штангового насоса, который размещен в арматуре 6 и верхней части первой трубы колонны насосно-компрессорных труб 9. Плунжер 8 заглушен и с нижней стороны соединен с колонной насосных штанг 10, а с верхней - с полированным устьевым штоком 11. На верхнюю часть патрубка 1 навернута уплотнительная камера 12 с сальниковой набивкой 13 и крышкой 14. Внутренняя полость патрубка 1 гидравлически сообщена с затрубным пространством 15 через вентили 16, 17 и обратный клапан 18. При этом внутренняя полость патрубка 1 и надплунжерной зоны цилиндра 7 заполнены смазочным материалом 19 для смазки плунжерной пары и сальниковой набивки 13.
Устьевой сальник работает следующим образом.
Перед креплением собранного устьевого сальника без обратного клапана 18 на планшайбу 5 устьевой арматуры 6 нижний конец плунжера 8 соединяют с последней штангой 10. После установки канатной подвески полированного штока 11 и центровки его в уплотнительной камере 12 с использованием шаровой опоры 2 патрубка 1 далее осуществляется заправка внутренней полости патрубка 1 и надплунжерной зоны цилиндра 7 смазкой 19. Для этого к вентилю 16 подсоединяется емкость со смазкой, и при медленном движении плунжера 8 вниз за счет создавшегося вакуума над ним происходит заполнение надплунжерной зоны цилиндра 7 смазкой 19. Лишняя смазка выдавливается из патрубка 1 путем обратного движения плунжера 8 вверх. Обратный клапан 18 заворачивают к вентилю 16 и открывают вентиль 17. При этом обратный клапан 18 закрывается, поскольку давление в затрубном пространстве арматуры 6 больше, чем в надплунжерной зоне цилиндра 7. Когда давление в патрубке 1 превышает затрубное давление арматуры 6, обратный клапан 18 открывается, и газ или жидкость сбрасывается в затрубное пространство. Таким образом, уплотнительная камера 12 с сальниковой набивкой 13 максимально испытывает давление только при восходящем ходе плунжера 8.
При необходимости замены полированного штока 11 останавливают насосную установку и путем сброса жидкости по устьевой арматуре в затрубное пространство 15 скважины разряжают остаточное давление в тройнике 4. Закрывают вентиль 16 и отворачивают уплотнительную камеру 12. Далее приподнимают полированный шток 11 с уплотнительной камерой 12 и подвеской колонны штанг до тех пор, пока первый желоб плунжера 8 не окажется над торцом патрубка 1. В этот желоб устанавливают специальный зажим, удерживающий подвеску колонны штанг, отворачивают полированный шток 11 и заменяют его новым.
Предлагаемое устройство унифицировано, не требует изменения стандартной устьевой арматуры, существенно снижает напряженное состояние сальникового уплотнения, увеличивает его надежность и долговечность, обеспечивает безаварийную работу скважины, защиту окружающей среды при высоких буферных давлениях на скважине. Позволяет без монтажа устьевой арматуры заменить полированный шток станка-качалки и легко заправить устьевой сальник смазочным материалом.
Применение предложенного устройства позволит повысить надежность, долговечность и обеспечить удобство в работе устьевого сальника штанговой насосной установки на скважине с высоким устьевым давлением.