Станок-качалка-Проект установки штангового глубинного насоса ШГН для добычи 28 м3/сут с анализом работы колонны штанг по НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ УПРАВЛЕНИЮ НГДУ с модернизированным устьевым сальником СУС 2А-73-31 ОАО ТАТНЕФТЬ-Оборудование для добычи и подготовки

Станок-качалка-Проект установки штангового глубинного насоса ШГН для добычи 28 м3/сут с анализом работы колонны штанг по НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ УПРАВЛЕНИЮ НГДУ с модернизированным устьевым сальником СУС 2А-73-31 ОАО ТАТНЕФТЬ-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Дипломная работа

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.

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.

В дипломном проекте рассмотрена штанговая насосная глубинная установка, которая предназначена для добычи нефти. Рассмотрены основные типы конструкций ШГНУ, их достоинства и недостатки. Был проведен анализ обрывности штанговых колонн, конструкций устьевых сальников, по научно-технической литературе и патентным материалам. Предложена усовершенствованная конструкция сальникового уплотнения с установкой плунжерной пары в качестве уплотнительного устройства.
В дипломном проекте выполнены необходимые расчеты утечек в плунжерной паре, расчет плунжера на прочность, а также определение потерь мощности на трение в плунжерной паре.
Проведена оценка внедрения изобретения, сделаны экономические расчеты. По ним видно, что срок окупаемости проекта менее 2 лет. Проведенные экономические расчеты свидетельствуют об эффективности применения предлагаемой разработки. Так как предприятие нуждается в повышении эффективности производства и техническом улучшении оборудования и уменьшении затрат предлагается внедрить изобретение в производство.