Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Области применения штанговых насосовСодержание книги
Поиск на нашем сайте
Примечание. Минерализация жидкости — не более 200 мг/л, рН = 4,2—9,8, содержание сероводорода — не более 0,1 об.%
Сравним параметры насосов. Меньшими подачами обладает НСН1, так как у него из-за штока ограничена длина холл плунжера. Вставные насосы НВ1 имеют большую подачу, но примерно в 2 раза меньшую, чем трубные насосы НН2. Достижимые напоры, наоборот, меньше у трубных насосов НН (обычно до 1200—1500 м), чем у вставных (до 2500 м). Насосы с неметаллическим плунжером имеют самую большую подачу, примерно вдвое большую, чем НН2, а напор — до 1800 м. Вставные втулочные насосы выпускают с плунжером диаметром до 70 мм, трубные втулочные — с диаметром плунжера до 120 мм Однако область применения насосов ограничена для скважин с малыми диаметрами обсадных колонн (табл. 7.22). С другой стороны, применение вставных насосов ограничено наличием в откачиваемой жидкости механических примесей и асфальтосмолопарафинистых веществ, которые могут откладываться при откачке как в колонне НКТ, так и в самих замковых устройствах (якорях) скважинных вставных насосов. Это может при вести к осложнениям при подъеме вставного насоса — образовании песчаной или парафинистой пробки или «пыжа» и даже заклинивании насоса с последующим обрывом колонны штанг. Таблица 7.22 Возможности применения штанговых насосов в обсадных колоннах
Огромное количество разнообразных условий эксплуатации скважинных штанговых приводит к тому, что кроме стандартных видов насосов имеется большое число конструкций, приспособленных к конкретным геолого-техническим условиям месторождений. Так, например, российская фирма ООО «Экогермет» разработала и внедрила новые типы штанговых насосов для добычи нефти. Конструкция основных узлов насосов — уплотнений цилиндра и плунжера, клапанных узлов и сливных устройств — коренным образом отличается от конструкции узлов штанговых насосов, выпускаемых в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (API) и с отечественными стандартами [31, 32]. Стоимость цилиндра составляет около 70 %, а стоимость плунжера и зависимости от материального исполнения от 20 до 25 % от общей стоимости насоса. Изношенная пара не поддается ремонту и нефтяники вынуждены списывать дорогостоящие насосы и закупать новые. Большие энергетические потери нефтяники несут при длительной эксплуатации СШН, которые работают с низким объемным КПД. Практика показывает, что серийные насосы сначала работают с достаточно высоким коэффициентом подачи, но по мере износа уплотнения коэффициент подачи падает. Когда коэффициент подачи снижается до 0,3—0,4 насос поднимают для его замены или ремонта. Спуско-подъемная операция стоит в 3—5 раз дороже самого насоса и поэтому нефтяники вынуждены эксплуатировать СШН при достаточно низких значениях КПД. Замена насоса также приводит и к простоям скважин. Таким образом, применение бесконтактного щелевого уплотнения плунжерно-цилиндровой пары в серийных СШН создает проблемы как при их изготовлении, так и при эксплуатации, которые в конечном итоге приводят к удорожанию себестоимости добываемой нефти. С целью устранения вышеназванных проблем предложен новый тип уплотнения плунжерно-цилиндровой пары СШН, конструкция которого защищена патентами России и США [33]. Устройство относится к классу контактно-лабиринтных механических уплотнений. Оно состоит минимум из двух плавающих колец, которые с помощью упругих элементов прижимаются одновременно к уплотняемой цилиндрической поверхности и друг к другу своими торцовыми поверхностями. Для получения максимального эффекта кольца должны прижиматься к уплотняемой поверхности с противоположных сторон. Первое кольцо (слева) перекрывает верхнюю половину уплотнительного зазора, при этом в нижней части зазор максимальный; второе кольцо перекрывает нижнюю половину зазора, при этом максимальный зазор остается вверху. Суммарная площадь сечения уплотнительного зазора, образованного парой эксцентрично смещенных и прижатых друг к другу колец, намного меньше площади сечения зазора, образованного одним кольцом. В начальный момент работы машины уплотнительные кольца контактируют с уплотняемой поверхностью по линии и жидкость из области высокого давления движется в область низкого давления слева направо по щелевому зазору переменного сечения. По мере приработки трущихся уплотнительных поверхностей площадь контакта увеличивается и уплотнение из контактно-щелевого превращается в контактное, в котором непрерывный уплотнительный поясок состоит из двух смещенных сегментов (заштрихованная площадь). В реальных конструкциях уплотнений используется несколько пар колец, причем каждая последующая пара повернута вокруг оси на определенный угол по отношению к предыдущей паре. Герметизирующая способность уплотнения зависит от количества пар уплотнительных колец. В отличие от самоуплотняющихся эластомерных уплотнений контактная нагрузка в паре трения в этом типе уплотнения не зависит от перепада давления и поэтому она может работать при очень высоких давлениях среды (до 50 МПа и выше) с минимальным износом. Долговечность работы уплотнения обеспечивается также за счет компенсации износа уплотнительной поверхностей. В качестве упругих элементов используется резиновая обойма, которая одновременно служит и уплотнением между уплотнительными кольцами и неподвижным корпусом. Приняв за основу механическое уплотнение по патенту № 2037077 ООО «Экогермет» разработало и внедрило два типа штанговых насосов: поршневой и плунжерный. Поршневые насосы новой конструкции отличаются от серийных тем, что вместо длинномерного плунжера в них используется короткий поршень с механическим уплотнением. Такие насосы имеют обозначение соответственно НВ —2СП и НН-2СП. Сборные поршни типа 2СП (рис. 7.86) включают в себя механическое уплотнение, состоящее из двух резиновых обойм, на эксцентричных буртах которых размещено 24 стальных уплотнительных кольца. Обоймы вместе с кольцами монтируются на полый корпус поршня, в верхней части которого имеется переходник для соединения с колонной штанг. Нижняя часть корпуса поршня на резьбе соединяется с корпусом шарикового клапана отечественной конструкции.
Рис. 7.86. Схема сборного поршня типа 2СП: 1 — корпус поршня; 2, 3 — кольцо соответственно стальное и резиновое; 4 — резиновая обойма; 5 — кольцо уплотнительное; 6 — корпус клапана; 7 — клапан типа К; 8 —опора седла клапана
Наработка цилиндропоршневой группы насосов с поршнями типа 2СП повысилась для изношенных цилиндров в среднем на 10—20 %, а для новых цилиндров в 2—3 раза. При этом следует учесть, что при ремонте насосов с использованием сборных поршней типа 2СП не требуется механическая обработка цилиндра. Это дает значительный экономический эффект. Так, стоимость ремонта штангового насоса таким способом составляет примерно 30 % от стоимости нового насоса (замене подлежит только плунжер и клапаны), а ремонт с механической обработкой цилиндра около 85 %. Использование сборных поршней типа 2СП в новых цилиндрах дает гораздо больший экономический эффект за счет повышения КПД насоса и уменьшения спускоподъемных операций. По той же схеме может быть собран скважинный насос с длиной хода 30 м, в котором цининдр составлен из восьми стандартных цилиндров. Ввиду того, что в механическом уплотнении нет зазора между цилиндром и уплотнительными кольцами, насосы типа НН-2СП лучше работают на загрязненных жидкостях, чем серийные насосы. Никаких специальных противопесочных приспособлений здесь нет. Песок или другие механические частички просто «сбриваются» с поверхности цилиндра. В механическом уплотнении созданы лучшие условия для смазки трущихся поверхностей, так как каждое кольцо с одной стороны контактирует с цилиндром, а с другой стороны образует зазор, своего рода канавку, в которой собирается смазка и изношенные частички. Известно, что изнашивание пар трения в абразивной среде меньше, если одно и i тел установлено на упругом основании. Наличие упругой обоймы также дает возможность работать поршню в частично изношенном цилиндре, где имеются выработки. В обычном насосе если в цилиндре образовался уступ, то при смене длины хода плунжер в этом месте заклинивает. Кроме функциональных преимуществ насосов с поршнем типа 2СП, имеются также и технологические преимущества. Стоимость изготовления, ремонта и эксплуатации этих насосов значитесь но ниже, чем стоимость аналогичных серийных насосов. Во-первых, ввиду того, что механическое уплотнение значительно короче серийного плунжера, то и сам насос более чем на 1 м короче стандартного при той же длине хода. Конструкция цилиндра упрощается, так как нет необходимости в удлинителях Отпадает необходимость в прецизионных (импортных) трубах для изготовления цилиндров. Требования по точности изготов ления наиболее трудоемких цилиндров и поршней также мoгут быть снижены. В плунжерном насосе механическое уплотнение, через которое проходит плунжер, установлено в неподвижном корпусе, который соединяется с колонной НКТ. Для того чтобы уменьшить длину плунжера, в корпусе устанавливается не одно, а дна или три механических уплотнения, расстояние между которыми должно быть меньше длины плунжера. В насосах с приводом oт станка-качалки и длиной хода до 3-х метров длина плунжера принята 1200 мм. Корпус насоса состоит из отрезков НКТ, со единенных между собой 3-мя муфтами, в которых размещены механические уплотнения. Плунжер проходит последовательно одно за другим механические уплотнения не нарушая процесса всасывания или нагнетания. Таким образом, в плунжерном насосе отсутствует наиболее трудоемкая деталь — цилиндр. Поэтому такие насосы названы бесцилиндровыми — насосы типа НСБ [33]. Секционная конструкция позволяет создавать насосы типа НСБ практически с любой длиной хода (рис. 7.87). Для длинно-ходовых установок с ленточным приводом (ДГУ) были разработаны и внедрены насосы типа НСБ45-120 и НСБ57-120 с длиной хода до 120 м. В колонне НКТ были установлены через каждые 5 м муфты с механическим уплотнением. Через эти муфты проходит плунжер длиной 5,2 м. Над плунжером устанавливаются грузовые штанги. К основным требованиям, относящимся к разрабатываемым скважинным насосам, в первую очередь, относятся требования мо снижению амплитуды нагрузок на колонну насосных штанг, имеющей решающее влияние на долговечность многих элементов ШСНУ [7]. Как указано во всех работах, посвященных теории и практики эксплуатации ШСНУ — А.С. Вирновский, B.C. Адонин,И.А. Чарный, Л.С. Лейбензон, В.М. Касьянов, И.Т. Мищенко, К.У. Уразаков и многие другие — нагрузки на штанговую колонну складываются из статических и динамических составляющих, причем, чем больше осложняющих факторов эксплуатации ШСНУ (таких, как кривизна скважины, повышенная вязкость пластовой жидкости, наличие значительного количества мехпримесей и т.д.), тем больше амплитуда нагрузок при ходе колонны штанг вверх и вниз. Эта разность обусловлена гидростатической и гидродинамической нагрузкой на плунжер скважинного насоса и колонну штанг, силами трения в паре «плунжер — цилиндр» и между колоннами штанг и НКТ. В связи с этим многими инженерами проводились работы по созданию скважинных насосов, обеспечивающих минимальную разность нагрузок на колонну штанг при ходе вверх и вниз.
Рис. 7.87. Схема безцилиндрового скважинного насоса типа НСБ
Известно, что нагрузка на нижнее сечение колонны штанг при работе скважинного насоса (без учета динамических и гидродинамических нагрузок) состоит из следующих слагаемых: — нагрузка от веса столба жидкости, поднимаемого на поверхность Земли; — силы трения в паре «плунжер — цилиндр». То есть, для стандартного скважинного насоса типа НН или НВ эта нагрузка при ходе плунжера вверх будет выглядеть:
Fh — площадь плунжера насоса; рн — давление над плунжером насоса; рв — давление под плунжером насоса; ƒтр — сил трения между плунжером и цилиндром. Соответственно, при ходе плунжера вниз нагрузка в нижнем сечения колонны штанг станет равной: (7.112) где ∆ркл — перепад давления в нагнетательном клапане насоса при движении плунжера вниз. Как видно из представленных общеизвестных формул, при менее стандартных скважинных насосов приводит к созданию большой амплитуды нагрузок на колонну насосных штанг.Например, при значениях, наиболее характерных для эксплуатации ШСНУ в Нижневартовском районе Тюменской облает (напор насоса — 920 м, диаметр насоса — 44 мм) разность на грузок составляет 16—18 кН, однако наличие в откачиваемой жидкости механических примесей, увеличение обводненности и вязкости этой жидкости приводит к полуторо- двухкратному увеличению разности нагрузок. Анализ существующих схем насосов [7] позволил выделить несколько наиболее перспективных именно с упомянутой точки зрения. Некоторые конструктивные схемы этих насосов представлены на рис. 7.88 (а, б, в, г, д).
Рис. 7.88. Конструктивные схемы скважинных штанговых насосов При работе скважинного насоса, изображенного на рис. 7.88, а, на нижнем сечении колонны штанг нагрузка при ходе плунжера вверх составит: (7.113) при обратном ходе (вниз) нагрузка будет равна: (7.114) где F2 — площадь поперечного сечения нижнего плунжера; F1, — площадь сечения верхнего плунжера; F3 — площадь поперечного сечения штока; р1 — давление в подъемный трубах (НКТ); р2 — давление на приеме насоса.
Для насоса, представленного на рис. 7.88, 6 величины нагрузок при ходе вверх и вниз будут определяться по следующим формулам:
(7.115) (7.116) Те же самые формулы можно применять для расчета нагрузок, возникающих в нижнем сечении штанг при работе с насосом (рис. 7.88, в). Несмотря на одни и те же нагрузки, характеризующие работу этих насосов, их конструктивное исполнение обуславливает различные области применения. Так, насос, выполненный по схеме (рис. 7.88, б), наилучшим образом приспособлен для работы в скважинах большого диаметра при подвеске насоса вблизи забоя, т.к. он имеет малый объем мертвого пространства, наличие всасывающего клапана в переводнике верхнего и нижнего цилиндров и клапан компенсации утечек в «вакуумной» камере, соединенный с областью всасывания насоса. Насос, выполненный по схеме (рис. 7.88, в) позволяет использовать большие (по проходному сечению) всасывающие клапаны и присоединять к насосу хвостовики, газовые и песочные якоря, однако имеет большой объем «мертвого» пространства, а его клапан компенсации утечек в вакуумной камере соединен с областью нагнетания насоса. «Перевернутая» схема вакуумного скважинного насоса, имеющего больший диаметр нижней ступени (рис. 7.88, г), дает следующие расчетные формулы: (7.117) (7.118) Для насоса, представленного на рис. 7.88, д, при его работе характерны следующие нагрузки: PB=F1 (p1-p2) (7.119) PH=(F1-F2) p2 (7.120) Для наглядности нагрузки, возникающие в нижнем сечении колонны штанг при работе различных скважинных насосов, сведены в табл. 7.23. Как показали расчеты, оптимальными для применения являлись следующие конструктивные условия: условные диаметры насосных ступеней — 57 и 32 мм, диаметр штока — 28 мм. При расчетах давление нагнетания принималось равным 10 МПа, давление на приеме насоса — 2 МПа. Естественно, что подачи всех рассматриваемых насосов были приняты одинаковыми. Таблица 7.23
Зависимости нагрузок, возникающих при работе скважинных штанговых насосов специальных конструкций, представлены на рис. 7.89. Как уже указывалось, наличие коррозионно-активных веществ и механических примесей в откачиваемой пластовой жидкости приводит к быстрому выходу из строя скважинных насосов. Отказы скважинных поршневых или плунжерных насосов происходят либо по причине сверхдопустимого износа рабочих органов, либо из-за прихвата (заклинивания) плунжера (поршня) в цилиндре. Рассматривая возможности устранения нежелательного воздействия пластовой жидкости на рабочие органы скважинных насосов, было выявлено, что одним из самых перспективных видов защиты плунжерной пары является диафрагма. Все виды диафрагм (плоские, трубчатые, гофрированные и пр.) скважинных насосов для добычи нефти при работе подвергаются сложной нагрузке: это и перепад давления, необходимый для совершения рабочего хода, и перепад давления, возникающий при работе клапанов (как рабочих — всасывающих и нагнетательных, так и переливных), и изгиб некоторых участков диафрагмы.
Рис. 7.89. Зависимости нагрузок на шток скважинного насоса при ходе плунжера вверх и вниз: 1 — для насоса а; 2 — для насоса б; 3 — для насоса г; 4 — для насоса д Анализ конструктивных элементов скважинных насосных установок для добычи нефти при их эксплуатации в осложненных условиях позволил выбрать для конструирования несколько наиболее рациональных схем скважинных диафрагменных насосов. Схемы этих насосов представлены на рис. 7.90. Штанговый скважинный диафрагменный насос невставного исполнения с неподвижными плунжерами и подвижными цилиндрами представлен на рис. 7.90, а. Насос состоит из корпуса 8, в котором расположены плунжер 3 со штоком 7, цилиндр 5, всасывающий 9, нагнетательный 6, клапаны [7]. Защита зазора пары плунжер-цилиндр осуществляется путем заключения ее в замкнутый объем, заполненный жидкостью гидрозащиты. Снизу этот объем ограничен гибкой диафрагмой 7, выполненной в виде гофрированной трубки или баллона, сверху — телескопическими цилиндрами 2, в зазоре, между которыми находится тяжелая жидкость 4, разделяющая жидкость гидрозащиты и перекачиваемую среду. Насос имеет вставное исполнение. При ходе плунжера 3 вниз, жидкость гидрозащиты, находящаяся под ним, заполняет внутреннюю полость диафрагмы 7, которая увеличивается в объеме, в результате чего открывается нагнетательный клапан 6 и откачиваемая жидкость поступает в полость выше нагнетательного клапана 6, где она занимает объем, высвобождаемый плунжером 3. При ходе вверх, нагнетательный клапан 6 закрывается, перекачиваемая жидкость из верней части насоса под воздействием плунжера 3 поступает на поверхность. В это же время происходит забор перекачиваемой жидкости через всасывающий клапан 9 в нижнюю полость насоса, так как диафрагма 7 уменьшается в объеме. Был также разработан насос, в котором верхняя часть плунжера защищена при помощи гофрированной трубки, одним концом прикрепляемой к штоку насоса, а другим к цилиндру. Работает этот насос аналогично описанному выше. На рис. 7.90, б представлен насос, предназначенный преимущественно для беструбной эксплуатации с установкой в скважине на пакере. Насос состоит из цилиндра 6 и плунжера 5 с перепускным клапаном 4 верхней ступени цилиндра 8 и плунжера 7 нижней ступени, всасывающе-нагнетательной камеры 10, в которой расположены всасывающий 12 и нагнетательный 9 клапаны и трубчатая диафрагма 11, компенсационной камеры 3 с диафрагмой 2.
Рис. 7.90. Конструктивные схемы штанговых диафрагменных насосов
Объем между диафрагмами 2 и 11 заполняется маслом. Насос спускается на штангах 1. В этом насосе подвижными являются цилиндры б и 8, а плунжеры 5 и 7 неподвижны. Насос работает следующим образом. При ходе штанг 1 вниз происходит сжатие диафрагмы 11, так как увеличивается объем между цилиндром 6 и плунжером 7, куда через отверстия в плунжере поступает масло, а также происходит расширение диафрагмы 2, в результате осуществляется забор пластовой жидкости через всасывающий клапан 12 во внутреннюю полость всасывающе-нагнетательной камеры 10 и вытеснение пластовой жидкости, находящейся над клапанами 9, на поверхность. При ходе вниз, диафрагма 11 расширяется, пластовая жидкость, забранная в предыдущем цикле в камеру всасывания-нагнетания 10, поступает через клапаны 9 в кольцевой зазор между обсадной колонной и насосом, где занимает объем, освобождаемый в результате сжатия диафрагмы 2. Кроме представленных в настоящей книге конструкций скважинных штанговых насосов имеется огромное количество технических решений, направленных на решение проблемы эффективной эксплуатации штанговых насосных установок в осложненных условиях эксплуатации [7, 12, 17, 18, 24]. Стандартные скважинные штанговые насосы возвратно-поступательного действия предназначены для добычи нефти из скважин при обводненности продукции скважин до 99 %, температуре до 403 К (130 °С), содержании механических примесей до 1,3 г/л, содержании H2S и СО2 до 200 мг/л, минерализации воды до 200 мг/л и водородном показателе рН 4,0—8,0. Скважинные штанговые насосы следует применять для эксплуатации скважин в умеренном и холодном климатических районах по ГОСТ 16350. Категория изделий — 5 по ГОСТ 15150. Базовые типы насосов и обозначения конструкций должны соответствовать спецификации, приведенной в табл. 7.24. Полное описание конструкции насоса включает: — номинальный диаметр колонны НКТ, мм; — тип насоса с указанием типа уплотнения плунжера и фиксирующего (якорного) устройства; — условный диаметральный размер цилиндра насоса, мм; — длину хода плунжера насоса в мм, уменьшенная в 100 раз; — длину плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз; — группу посадки плунжера в цилиндре; — исполнение насоса по стойкости к перекачиваемой среде.
Таблица 7.24
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-08-26; просмотров: 1116; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.148.105.127 (0.012 с.) |