Модернизация конструкции клапанного узла скважинного штангового глубинного Насоса вставного с нижним механическим креплением 25-175-RHBM-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Курсовая работа

Модернизация конструкции клапанного узла скважинного штангового глубинного Насоса вставного с нижним механическим креплением 25-175-RHBM-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Курсовая работа
ТЕМА ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
23.04.09.00 «Модернизация конструкции клапанного узла скважинного штангового глубинного насоса»
СОДЕРЖАНИЕ
ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
РЕФЕРАТ
ВВЕДЕНИЕ

1 УСТАНОВКИ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
1.1 Штанговые скважинные насосные установки
1.2 Длинноходовые насосные установки

2 Обзор конструкции клапанов штанговых скважинных насосов
2.1 Клапаны шариковой конструкции
2.2 Клапаны других конструкций
2.3 Усовершенствованный клапан

3 ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ

4 РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ
4.1 Расчёт насоса
4.2 Расчет клапана

5 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

6 ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА
6.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти
6.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и производственных процессов
6.3 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности
6.4 Вывод

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ЧЕРТЕЖИ:
1 Клапаны штанговых скважинных насосов. Схема комбинированная общая (А1)
2 Насос штанговый скважинный. Расчёты (А1)
3 Схема наземного привода длинноходовой глубинно-насосной установки (А1)
4.1 Гайка специальная (А4)
4.2 Клапан усовершенствованный всасывающий. Сборочный чертеж (А4)
4.3 Кольцо (А4)
4.4 Корпус (А4)
4.5 Седло (А4)
4.6 Тарель (А4)
4.7 Центратор (А4)
4.8 Втулка (А4)
5 Насос штанговый скважинный. Сборочный чертеж (1680х594)
6 Установка для притирки сёдел. Сборочный чертёж (А1)
7 Установка для притирки сёдел. Сборочный чертёж, лист 2(А1)
8 Установка для гидроиспытаний. Сборочный чертёж (594х1260)
9 Установка для гидроиспытаний. Сборочный чертёж, лист 2(594х1260)

2.3 Усовершенствованный клапан
В серийных насосах применяются шариковые клапаны как всасывающие, так и нагнетательные. Ввиду их кажущейся простоты и надёжности они не изме-нились конструктивно за многие годы эксплуатации, несмотря на низкий коэф-фициент наполнения, не превышающий 0.5 во многих нефтяных регионах.
Увеличение коэффициента наполнения СШН возможно при модернизации клапанных узлов. Для этого необходимо исключить применение сферической формы клапана, так как шариковый запорный элемент обеспечивает герметич-ность полости по линейному принципу касания сферы с посадочным конусом седла. Малейшее изменение формы шара из-за износа и коррозии нарушает гер-метичность клапана.
На кафедре нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государ-ственного нефтяного технического университета в течение многих лет ведутся теоретические разработки новых конструкций клапанов с целью оптимизации работы СШН.
Усовершенствованный клапан, разработанный в данном дипломном проек-те, используется в штанговых насосах вставного исполнения.
Клапан применяется для увеличения коэффициента наполнения насоса без увеличения его погружения под динамический уровень. В результате достигает-ся:
– увеличение подачи насоса без увеличения энергозатрат;
– уменьшение нагрузки на штанговую колонну и возможность применения более интенсивных режимов откачки без увеличения обрывности колонны штанг.
Клапан рекомендуется для предотвращения отказа насоса, в результате срыва узла всасывающего клапана потоком откачиваемой жидкости или из-за непреднамеренного его захвата плунжером.
Клапан предназначен для предотвращения подъёма насосных труб с жид-костью в результате невозможности срыва узла всасывающего клапана из поса-дочного конуса.
Область применения клапана:
1) откачка вязких жидкостей из скважин;
2) откачка жидкостей из скважин, где свободный газ резко снижает коэф-фициент наполнения насоса, в результате чего приходится эксплуатировать насо-сы с большими погружениями под динамический уровень;
3) эксплуатация скважин с высоким коэффициентом продуктивности, в ко-торых уменьшение погружения насоса, находящегося на предельной глубине, способно привести к существенному увеличению притока жидкости к забою;
4) эксплуатация скважины, где наблюдается подброс посадочного конуса со срывом его из седла;
5) в скважине, где отложения АСП и солей быстро забивают проточные каналы клапанов насосов.
Всасывающий клапан состоит из корпуса 1 и седла 3 с осевым цилиндриче-ским отверстием для прохода жидкости. В полости корпуса 1 установлена с воз-можностью осевого перемещения и контакта с упорной поверхностью корпуса 1 и седлом 3 тарель 4 с центратором 7. На наружной цилиндрической поверхности центратора 7 выполнены выступы в виде лопастей, расположенные под углом к образующей цилиндрической поверхности. Тарель 4 при закрытом положении клапана сопряжена с цилиндрической поверхностью отверстия седла 3 и снабже-на в зоне сопряжения кольцом 5 и втулкой 6.
















Рисунок 2.20 – Усовершенствованный клапан

Клапан работает следующим образом.
Клапан жёстко крепится к цилиндру насоса, опускается в скважину, и насос пускается в работу. Крайнее верхнее положение тарели 4 (клапан открыт) и крайнее нижнее положение тарели 4 (клапан закрыт) ограничивается соответ-ствующими упорными поверхностями корпуса 1 и седла 3. В момент закрытия клапана вначале тарель 4 входит в соприкосновение с внутренней поверхностью седла 3, происходит первоначальная герметизация зоны всасывания от зоны нагнетания. За счёт перепада давления тарель 4 движется вниз до упора центра-тора 7 на упорную поверхность седла 3. При этом в момент движения тарели 4 вниз, кольцо 5 утоплено в канавке, образованной тарелью 4 и втулкой 6, и не контактирует с седлом 3. По мере роста давления в зоне нагнетания и роста уте-чек втулка 6 начинает давить на кольцо 5 и, распирая его, прижимает к седлу 3, чем предотвращаются утечки через клапан. Таким образом, кольцо входит в контакт с седлом 3 лишь в неподвижном состоянии тарели 4, чем предотвращает-ся интенсивный износ кольца 5.
В момент всасывания при движении жидкости в корпусе 1, когда она про-ходит между выступами центратора 7, на центраторе возникает вращательный момент.
В результате тарель 4 проворачивается на определённый угол. Таким об-разом, точки взаимного соприкосновения тарели 4 и седла 3 последовательно меняются. Это важно в тех случаях, когда скважинный насос работает в наклон-ных скважинах, т. е. происходит интенсивный износ только одной из сторон та-рели 4. Путём же последовательного поворота тарели 4 на некоторый угол износ тарели 4 осуществляется равномерно по всей поверхности, чем обеспечивается более высокая надёжность работы клапанного узла.
Промысловые испытания универсальных клапанов насосов НН25-44, проведенные в различных НГДУ АНК "Башнефть", показали их высокую эффективность на первых этапах эксплуатации, так как при их применении, как правило, подача насоса увеличивается. Следовательно, без капитальных затрат удается получить в идентичных условиях дополнительное количество нефти по сравнению с серийными насосами того же типоразмера.
При более длительной эксплуатации универсальных клапанов с резиновыми герметизирующими кольцами было установлено, что их ресурс оказался недостаточным. Особенно часто выходили из строя резиновые герметизирующие кольца при откачке высокосернистых нефтей при наличии сероводорода. В этих случаях резина теряла свою эластичность и разрушалась под действием подвижной втулки, распирающей герметизирующий элемент. Поэтому было принято решение для изготовления герметизирующего кольца использовать полиуретан, широко применяемый в различных областях промьппленности и обладающий повышенной устойчивостью к сероводороду.
Полиуретановые герметизирующие кольца в универсальных клапанах были установлены и запущены в работу в 2002 году. Ресурс этих насосов значительно возрос и практически превысил ресурс скважинных насосов, оснащенных серийными шаровыми клапанами заводского изготовления. С целью проверки остаточного ресурса нами были проведены исследования универсальных клапанов после их отработки в скважинных условиях. Для примера ниже приведены результаты стендовых испытаний универсального клапана, проработавшего в скважине совместно с насосом НН 2Б-44 (заводской номер 843) с 31.05.01 по 31.10.01, то есть 138 суток.
Характеристика скважины No 1005 Сатаево НГДУ "Аксаковнефть:
диаметр эксплуатационной колонны................................................146 мм
максимальная кривизна скважины 1000 м..........................................2°
пластовое давление, Нст................................................................27,4 МПа буферное давление.......................................................................11,1 МПа
глубина спуска насоса..................................................................1206 м длина хода.................................................................................2,5м число качаний в минуту................................................................2,5
дебит скважины:
по жидкости, ........................................................................11м3/сут
по нефти (обводнённость 88 %), ..................................................3,6 т/сут
Результаты работы сведены в следующую таблицу:








Таблица 2.1 – Результаты испытаний усовершенствованного клапана
No
п/п Давление опрессовки,
МПа Время опрессовки,
мин Утечки,
мл
1 6 3 -
-
15
2 -
9 -
-
3 16
3 12 3 18
4 3
5 18 -
3 30
6 20 3 32

Приведенные результаты показывают, что универсальный клапан после эксплуатации в агрессивной среде практически не потерял своих герметизирую-щих свойств. Следовательно, скважинные насосы типа НН2Б-44 при капитальном ремонте в ОЗНПО могут быть оснащены универсальными клапанами с полиуре-тановым герметизирующим элементом. Такие насосы позволят не только увеличить подачу насосов, но и увеличить межремонтный период.
Внедрение универсальных клапанов было начато в 1992 году в НГДУ «Бу-зулукнефть», где эксплуатируются месторождения с вязкими нефтями. На первом этапе было важно установить надёжность работы клапанных узлов новой кон-струкции в сложных технико-технологических условиях. Испытывались две мо-дификации клапанных узлов, различающиеся исполнением запорной пары. Ис-пользовались насосы безвтулочные невставные. Клапанные узлы испытывались на герметичность при давлении 25 МПа. При этом наблюдалось устойчивое надёжное закрытие клапанных узлов без утечек. Каждому клапанному узлу присваивался заводской номер для последующего контроля.
Первый клапанный узел был спущен в скв. 2305 Савельевского купола Бобровского месторождения НГДУ 04. 12. 92г. Скважина эксплуатировалась штанговым насосом НН2Б-44. Глубина подвески его составила 1216 м, к насосу был подвешен хвостовик из труб длиной около 70 м. Колонна состояла из 152 штанг диаметром 22 мм. После спуска насоса с усовершенствованным клапаном динамический уровень составил 948 м, замеренная подача насоса равнялась 20 м3/сут. Динамический уровень на 22.12.92 г. снизился до 1100 м, подача насоса – до 13 м3/сут вследствие снижения давления на приёме насоса до давления ниже давления насыщения. Поэтому произошёл прорыв газа и коэффициент наполне-ния насоса снизился. Для контроля в скважину был спущен насос НН2Б-44 с ша-риковыми клапанами, который проработал с подачей 7 м3/сут менее 1 мес. В феврале вновь спустили насос с усовершенствованными клапанами, он работал до 15.01.94г. с подачей 13 м3/сут при динамическом уровне 583 м. Содержание воды в добываемой жидкости изменялось от 24 до 30%.
Дальнейшее внедрение усовершенствованных клапанных узлов на других месторождениях НГДУ «Бузулукнефть» с высоковязкими нефтями дало положи-тельные результаты. Усовершенствованные клапаны были применены в скважи-нах НГДУ «Муравленковскнефть», ОАО «Ноябрьскнефтегаз», АНК «Башнефть» и ОАО «Татнефть», НГДУ «Комсомольскнефть» (Казахстан). Во всех этих нефтяных регионах результаты внедрения положительны.
В обобщённом виде можно привести показатели работы СШН до и после внедрения усовершенствованных клапанов на приёме насоса в НГДУ «Бав-лынефть» ОАО «Татнефть». Усовершенствованные клапаны были внедрены в 32 скважинах. До их применения средний дебит жидкости составлял 6,25 т/сут, по-сле внедрения увеличился до 7,15 т/сут, прирост на скважину составил 0,9 т/сут. Дебит нефти до внедрения усовершенствованного клапана в среднем на скважину был равен 2,03 т/сут, после внедрения – 2,2 т/сут, средний прирост дебита на скважину составил 0,17 т/сут. Для анализа коэффициента подачи были взяты данные по 21 скважине: до внедрения он составлял 0,43, после внедрения – 0,635. Подобные результаты получены во всех нефтяных регионах, использую-щих усовершенствованные клапанные узлы. Например, по данным ОЭНГДУ «Татнефтебитум» коэффициент подачи насоса возрос до 0,85, а межремонтный период СШН – в 2-3 раза.
Для окончательного решения вопроса об эффективности применения усо-вершенствованных клапанных узлов и их серийного производства на Октябрь-ском заводе нефтепромыслового оборудования АНК «Башнефть» было решено провести опытную эксплуатацию модернизированных насосов в трёх нефтегазо-добывающих управлениях. Для этого 30 насосов НН2Б-44 были оснащены усо-вершенствованными клапанами и введены в эксплуатацию. Первые результаты эксплуатации опытных насосов в НГДУ «Аксаковнефть» даны в таблице 2.2. Установлено, что полученные результаты в целом совпадают с приведёнными по другим нефтяным регионам. В рассматриваемом случае насосы были спущены в скважины без учёта вязкости добываемой жидкости. Как правило, подача насоса увеличивается, что повышает добычу нефти, а, следовательно, снижает себестои-мость продукции без существенного увеличения затрат. Сравнительно неболь-шой ресурс эксплуатации опытных насосов связан с некачественной резиной, ис-пользуемой для герметизации клапанного узла. Поэтому дальнейшая эксплуата-ция насосов проводится с полиуретановым уплотнением.