2013

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

ID: 196929
Дата закачки: 14 Декабря 2018
Продавец: nakonechnyy.1992@list.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: CAD-системы и проектирование, AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word

Описание:
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 №1260559
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 №2260672
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 №2285152
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 №2260672 и вместо устье-вого сальника в качестве уплотнительного устройства устья установить плунжерную пару, схема которой представлена на рисунке 5.4.


Комментарии: 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.

Размер файла: 2,8 Мбайт
Фаил: (.rar)

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.