Классификация и состав машин, оборудования, сооружений и инструмента для добычи нефти и газа 


Мы поможем в написании ваших работ!



ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Классификация и состав машин, оборудования, сооружений и инструмента для добычи нефти и газа



Введение к лекции 1

Номенклатура оборудования, входящего в комплексы, составляет сотни наименований, а высокие темпы развития нефтегазодобывающей промышленности приводят к его быстрому обновлению, созданию совершенно новых типов, размеров и конструкций. Изучение этого многообразия технических средств делает необходимым их систематизацию, основу которой составляет классификация.

Наиболее целесообразно классифицировать исходя из технологического признака, а не по параметрам или конструктивному исполнению.

ЛЕКЦИЯ 1

Введение к лекции 2

Эксплуатационная скважина является основным – важнейшим видом сооружений, а их совокупность представляет собой эксплуатационный фонд скважин, стоимость которого составляет до 75 – 80 % стоимости всего технического оснащения современного промысла. Нарушение целостности, работоспособности эксплуатационной скважины приводит к прекращению ее эксплуатации, к неизбежному уменьшению добычи нефти или газа, что делает необходимым выполнение так называемого капитального ремонта скважины – процесса длительного, трудоемкого и весьма дорогого; стоимость ремонта скважины часто соизмерима, а иногда одинакова со стоимостью ее сооружения.

Поэтому долговечность скважины должна соответствовать периоду разработки продуктивного пласта, т. е. равняется нескольким десятилетиям, как правило, не менее 30 – 40 годам. Отсюда и главное требование к качеству оборудования, используемого в эксплуатационной скважине, – его надежность.

Требования к сооружению скважины и к ее оборудованию определяются условиями ее эксплуатации, которые, в свою очередь, весьма различны, зависят прежде всего от геологических особенностей месторождений, режима эксплуатации скважины.

ЛЕКЦИЯ 2

Насосно-компрессорные трубы

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.

Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислотных обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.).

Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий скважинного трубопровода служит скорость потока рабочей среды. Для нефтяных скважин она не должна превышать 10 м/с, а для газовых – 24 м/с. Это связано с резко увеличивающимся эрозионным износом трубопровода и устьевого оборудования. Иногда увеличивают диаметр трубопровода с целью обеспечения эрозионной и коррозионной стойкости.

В таблице 2.1 представлены основные размеры НКТ, предусмотренные существующим стандартами.

Таблица 2.1

Условный диаметр трубы, мм                  
Толщина стенки, мм   3.5 3.5 4.0 5.0 6.5; 7.0 8.0 6.5 7.0

 

Отечественная промышленность выпускает НКТ диаметром 60, 73, 89, 114 мм и муфты к ним из стали группы прочности «Д», «К» и «Е». Механические свойства которых приведены в таблице 2.

Таблица 2.2

Показатели Группа прочности стали
Д К Е
Временное сопротивление σВ, МПа      
Предел текучести σТ, МПа не менее      
не более    
Относительное удлинение δ, %, не менее 14,3 12,0 13,0

 

Конструкции изготавливаемых НКТ следующие:

· муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля по ГОСТ 633-80 (рисунок 2.2, а);

· муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой трапецеидального профиля – тип НКМ по ГОСТ 633-80 (рисунок 2.2, б);

· муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью то ТУ 14-3-1534-87 (рисунок 2.2, в);

· муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87 (рисунок 2.2, г).

В соединении труб с треугольной резьбой (рисунок 2.2, а) применяется резьба конусностью 1:16 с углом профиля 60о. Прочность соединения до 70 % от прочности тела трубы. Соединение недостаточно герметично из-за несовершенства конструкции. Расчетные величины предельных давлений составляют 2/3 практических.

Трубы типа НКМ (рисунок 2.2, б) характеризуются равнопрочностью резьбового соединения с телом трубы и высокой герметичностью. Герметичность обеспечивается коническим и торцевым уплотнением типа «металл-металл». Увеличенный шаг резьбы позволяет ускорить сборку соединения в 2,5 раза по сравнению с треугольной резьбой.

Эксплуатационная долговечность НКТ гладких труб с резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью на 40 % выше, чем по ГОСТ 633-80.

НКТ гладкие с резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала отличаются высокой герметичностью и меньшим коррозионным износом резьбы. Эксплуатационные характеристики труб аналогичны по ГОСТ 633-80.

Рисунок 2.2 – Трубы насосно-компрессорные муфтовые гладкие

а – с конической резьбой треугольного профиля;

б – с конической резьбой трапецеидального профиля;

в – с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью;

г – с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала

Длина насосно-компрессорных труб 5.5 – 10.5 м. На толщину стенки установлен минусовой допуск в 12,5 % от толщины. Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном.

Насосно-компрессорные трубы заводом-изготовителем маркируются по ГОСТ 633-80 клеймением и краской.

Например, Синарский трубный завод. На каждой трубе, на расстоянии 0,4 – 0,6 м от ее конца, снабженного муфтой, должна быть четкая маркировка (ударный способ, накатка): условный диаметр трубы, мм; номер трубы; группа прочности; толщина стенки трубы, мм (без запятой); товарный знак завода; месяц изготовления; год изготовления. На муфте клеймением наносится товарный знак завода и группа прочности.

НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки «Д 16». Такие трубы можно спускать глубже стальных, они более коррозионностойкие в сероводородсодержащих средах.

Эффективно применение фиберглассовых труб, а также безрезьбовых НКТ длиной по 6000 м на барабанах.

Для защиты НКТ от парафина и коррозии и снижения гидросопротивления на 20 – 30 % применяются защитные покрытия (стекло, стеклоэмали, лакокрасочные материалы и др.).

Расчет НКТ на прочность определяют по параметрам:

· нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения;

· эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки;

· циклической переменной нагрузке;

· усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы.

В основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60 и 73 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780 – 4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ – 12 – 15 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146 мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 168 мм – 89 мм и при 194 – 114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ).

Введение к лекции 3

В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к. п. д. работы фонтанного подъемника.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом.

ЛЕКЦИЯ 3

Введение к лекции 4

Газлифтная эксплуатация скважин является продолжением фонтанной эксплуатации, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.

Область применения газлифта – высокодебитные скважин с большими забойными давлениями, с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, содержащие в продукции скважины песок, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях(например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

ЛЕКЦИЯ 4

Газлифтные клапаны

Существует большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций.

Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.

1. Для пуска газлифтных скважин и их освоения применяются пусковые клапаны

2. Для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин применяются рабочие клапаны. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты, и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.

3. Для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине устанавливают концевые клапаны. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.

По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих.

Газлифтные клапаны для различных условий эксплуатации имеют разные конструктивные исполнения. Наиболее распространена следующая классификация клапанов:

– по направлению потока рабочего агента – нормальные (из затрубного пространства в трубы) и обратные (из труб в затрубье);

– по способу крепления – стационарные и съемные. Последние имеют преимущественное распространение, поскольку для их смены не требуется подъема насосно-компрессорных труб, но обладают большим поперечным габаритом;

– по расположению стационарных клапанов – эксцентричные (устанавливаются сбоку) и концентричные – рукавные. Последние охватывают трубу и могут пропускать большие расходы газа.

Съемные клапаны могут быть с центральной установкой и в боковых карманах скважинных камер. Последние – наиболее распространены, так как при любом числе клапанов в установке поперечное сечение лифта остается свободным.

Меняют клапаны специальным набором спускаемого на канате инструмента. Для этой цели используются агрегаты для скважинных канатных работ, включающие передвижную лебедку с гидроприводом и оборудование устья скважины с лубрикатором и превентором.

Перед спуском в скважину газлифтные клапаны настраивают на соответствующее проекту газлифтной установки давление открытия и закрытия. На специальных стендах заряжают сильфонные камеры нейтральным газом (азотом) до расчетного давления, затем проверяют срабатывания клапана. При расчете давления зарядки учитывают, что отклонение скважинкой температуры от стендовой требует внесения соответствующей поправки.

Клапан, управляемый рабочим давлением, закрывается при его снижении (рис. 4.2). Он состоит из камеры 1 с сильфоном 2, к которому прикреплен шток 3 с шаровым клапаном 5, закрывающим отверстие в седле 6. Сообщение клапана с межтрубным пространством происходит через штуцерное отверстие 4.

Этот клапан часто используется как пусковой, поскольку им легко управлять, меняя рабочее давление.

Клапан, управляемый давлением газожидкостной среды (рис. 4.3), закрывается при его снижении. Этот тип клапана может быть использован в качестве рабочего, поскольку в определенных пределах степень его открытия зависит от давления столба жидкости и, будучи установлен вблизи забоя, он способствует поддержанию забойного давления, увеличивая расход газа при увеличении обводненности, при отложении парафина на трубах и других явлениях, приводящих к росту давления на башмаке труб. Кроме того, клапаны, управляемые давлением среды, пригодны в качестве пусковых для систем одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважины (ОРЭ), поскольку процесс освоения каждого пласта управляется независимо.

Рисунок 4.2 – Газлифтный клапан, работающий от рабочего давления Рисунок 4.3 –Газлифтный клапан, работающий от давления газожидкостной среды

1 – камера; 2 – сильфон; 3 – шток: 4 – штуцерное отверстие; 5 – шаровой клапан;

6 – отверстие в седле; рр – давление рабочего агента на уровне клапана; рт – давление в среде; рнп – давление зарядки сильфона

 

Клапан дифференциального действия (управляемый перепадом давлений) открывается, когда перепад давлений рабочего агента и среды меньше заданного. Обязательным элементом в клапане является пружина.

Этот клапан нормально закрытый. Его целесообразно применять для периодической газлифтной эксплуатации.

В мировой практике известно, кроме описанных основных типов, много их разновидностей, в том числе клапаны с пилотным управлением, у которых давления открытия и закрытия практически совпадают (сбалансированные), с резиновым запорным органом, с гидравлическим амортизатором для гашения пульсаций и др.

Введение к лекции 5

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов.

Более половины фонда (59,4 %) действующих скважин России (примерно 16,1 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ.

Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200 – 3400 м.

ЛЕКЦИЯ 5

Штанговые скважинные насосы

Штанговые скважинные насосы (ШСН) предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99 %, температурой не более 130 °С, с содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы скважинных насосов (рис. 5.2):

НВ1 – вставные с замком наверху;

НВ2 – вставные с замком внизу;

НН – невставные без ловителя;

НН1 – невставные с захватным штоком;

НН2С – невставные с ловителем.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров.

Рисунок 5.2 – Типы скважинных штанговых насосов

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы – исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры – диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра – группу посадки.

Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости к среде, применяемые преимущественно для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1,3 г/л) механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения ПХ1 или ПХ2 с парами «седло-шарик» исполнения К или КБ.

Скважинные насосы абразивостойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1,3 г/л механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения П1И или П2И и парами «седло-шарик» исполнения КИ.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных.

Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения:

НВ2Б – вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения Б, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде. (рис. 5.3).

Замковая опора типа ОМ предназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры обеспечивает надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращает искривление насоса в скважине.

Рисунок 5.3 – Скважинный штанговый насос исполнения НВ2Б:

1 – защитный клапан; 2 – упор; 3 – шток; 4 – контргайка; 5 – цилиндр;

6 – клетка плунжера; 7 – плунжер; 8 – нагнетательный клапан;

9 – всасывающий клапан; 10 – упорный ниппель с конусом

Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ – в зависимости от типа и условного размера насоса.

 

Насосные штанги

Штанги насосные предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рис. 5.4). Изготавливаются в основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные – 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 5.4 – Насосная штанга

Шифр штанг – ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей – сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рис. 5.5) – для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП – для соединения штанг разного диаметра.

Для соединения штанг применяются муфты – МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосно-ориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 800 МПа. Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 – 11000 мм.

Рисунок 5.5 – Соединительная муфта:

а – исполнение I; б – исполнение II

Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 – 20 %, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».

Введение к лекции 6

Оборудование устья насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

ЛЕКЦИЯ 6

Станки-качалки

Станок-качалка комплектуется асинхронным электродвигателем с повышенным пусковым моментом и влагоморозостойкой изоляцией, блоками управления, обеспечивающими индивидуальный самозапуск станков-качалок или программную работу с индивидуальным самозапуском.

Каждый тип станка-качалки характеризуется максимальными допускаемыми нагрузками на устьевой шток, длиной хода устьевого штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора.

Принятое условное обозначение станка-качалки характеризует: СК – станок-качалка, первая цифра – наибольшая допускаемая нагрузка на устьевой шток (кН), далее длина хода (м) и наибольший допускаемый крутящий момент на валу (кН·м).

По способу уравновешивания они подразделяются на станки-качалки

с балансированным уравновешиванием – СК2;

с комбинированным уравновешиванием – СК3;

с кривошипным уравновешиванием от СК4 до СК10.

Станок-качалка (рис. 6.2) состоит из рамы 12 с подставкой под редуктор и поворотные салазки, стойки 5, балансира 3 с головкой и противовесами (при балансирном или комбинированном уравновешивании), опоры 4 балансира, траверсы 14, опоры 6 траверсы, двух шатунов 7, двух кривошипов 8 с противовесами (при комбинированном или кривошипном уравновешивании), редуктора 1, тормоза 13, клиноременной передачи 9, электродвигателя 10, подвески устьевого штока 2 с канатом, ограждения 11 кривошипно-шатунного механизма.

Рисунок 6.2 – Общий вид станка-качалки

Рама – из профильного проката; изготовлена в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями. Для уменьшения высоты фундамента к раме приварена подставка под редуктор.

Стойка – из профильного проката четырехногая.

В станке-качалке СКЗ-1,2-630 стойка приварена к раме, в остальных – прикреплена к ней болтами. На верхней части стойки имеется плита, на которой установлена опора балансира. К плите приварены четыре упора с установочными винтами, позволяющими перемещать балансир в продольном направлении и регулировать положение устьевого штока по центру скважины после монтажа станка-качалки.

Балансир – из профильного проката двутаврового сечения; однобалочной или двубалочной конструкции. Головка балансира – поворотная. Для ее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клин защелки. Корпус защелки с канатом, подведенным к рукоятке, прикреплен болтами к нижней полке тела балансира. Для освобождения головки клин с помощью рукоятки оттягивается назад.

Опора балансира – ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках, расположенных в чугунных корпусах. К средней части оси квадратного сечения приварена планка, через которую опора балансира соединяется с балансиром.

Траверса – прямая из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами.

Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира. Концы оси зажаты в клеммовых зажимах двух кронштейнов.

Шатун – стальная трубная заготовка, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом – башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой.

Башмак болтами прикреплен к нижней головке шатуна. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и через разрезную втулку затягивается с помощью гаек.

Кривошип – ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки, в котором предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы, которые перемещаются с помощью съемного устройства, вставляемого в поперечный паз у основания противовеса. После окончания перемещения противовес закрепляют на кривошипе, затягивая гайки на специальных болтах.

Редуктор изготавливается двухступенчатым с шевронными зубчатыми колесами, с цилиндрической передачей Новикова. Быстроходная ступень – раздвоенный шеврон, тихоходная ступень – шевронная с канавкой.

Ведущий и промежуточный валы установлены в роликоподшипниках с короткими цилиндрическими роликами, ведомый вал – в двухрядных сферических роликоподшипниках. На концах ведущего вала насажены ведомый шкив клиноременной передачи и шкив тормоза. На оба конца ведомого вала насажены кривошипы. Смазка зубчатых колес и подшипников валов осуществляется из ванны корпуса редуктора.

Тормоз – двухколодочный. Правая и левая колодки прикреплены к редуктору. На внутренней поверхности колодок имеются ленты феррадо. С помощью стяжного устройства колодки зажимают тормозной шкив, насаженный на ведущий вал редуктора. Стяжное устройство состоит из ходового винта с правой и левой резьбой и двух гаек, закрепленных на подвижных концах колодок. Рукоятка тормоза, насаженная на стяжной винт, вынесена в конец рамы, за электродвигатель.

Салазки поворотные под электродвигатель обеспечивают быструю смену и натяжение клиновых ремней. Выполнены они в виде рамы, которая шарнирно укреплена на заднем конце рамы станка-качалки в трех точках, а на большегрузных СК (длиной хода свыше 3,5 м) – в четырех.

К поворотной раме поперечно прикреплены болтами двое салазок, на которые устанавливается электродвигатель. Рама с салазками поворачивается вращением ходового винта.

Привод станка-качалки осуществляется от электродвигателя со скоростью вращения вала 750, 1000 и 1500 мин–1.

Электродвигатель – трехфазный короткозамкнутый асинхронный с повышенным пусковым моментом во влагоморозостойком исполнении. На валу электродвигателя установлена конусная втулка, на которую насажен ведущий шкив клиноременной передачи.

Подвеска устьевого штока состоит из верхней и нижней траверс, двух зажимов каната и зажима устьевого штока. Для установки в подвеске гидравлического динамографа в нее вставляют два винта, с помощью которых раздвигаются траверсы подвески.

Штоки сальниковые устьевые ШСУ предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки.

Амплитуду движения головки балансира регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД табл. 5.1

В шифре, например, СКД8-3,0-4000, указано Д – дезаксиальный; 8 ‑ наибольшая допускаемая нагрузка Рmax на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3,0 – наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 – наибольший допускаемый крутящий момент Мкр.max на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН∙м.

Имеющаяся моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным её быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Введение к лекции 1

Номенклатура оборудования, входящего в комплексы, составляет сотни наименований, а высокие темпы развития нефтегазодобывающей промышленности приводят к его быстрому обновлению, созданию совершенно новых типов, размеров и конструкций. Изучение этого многообразия технических средств делает необходимым их систематизацию, основу которой составляет классификация.

Наиболее целесообразно классифицировать исходя из технологического признака, а не по параметрам или конструктивному исполнению.

ЛЕКЦИЯ 1

Классификация и состав машин, оборудования, сооружений и инструмента для добычи нефти и газа

Все машины, оборудование, механизмы, сооружения, средства механизации и инструмент всех назначений можно классифицировать, разделяя их на восемь главных групп, каждая из которых состоит из нескольких подгрупп, к которым и относятся конкретные технические средства данной группы.

I группа. Оборудование эксплуатационной скважины обеспечивает нормальное функционирование важнейшего из промысловых сооружений – эксплуатационной скважины, являющейся каналом, связывающим продуктивный пласт с дневной поверхностью. Надежность и эффективность оборудования этой группы полностью предопределяют надежность работы скважины. Оборудование этой группы включает:

1. Обсадные колонны труб, образующие ствол скважины и обеспечивающие его надежность.

2. Колонные головки, которые соединяют на устье скважины обсадные колонны в один узел, одновременно служат пьедесталом для спущенных в скважину средств ее эксплуатации.

3. Фильтры, которыми оснащают скважину в зоне продуктивного пласта для фильтрации пластовой жидкости или газа.

4. Клапаны-отсекатели пласта устанавливаются над фильтром для предупреждения открытого фонтанирования скважины. Клапанами-отсекателями пласта оснащаются фонтанирующие скважины.

5. Пакеры устанавливаются в скважине для ее разделения на участки и их герметизации.

6. Прискважинные сооружения, представляющие собой площадку в зоне устья скважины для ее обслуживания и ремонта.

II группа. Оборудование для эксплуатации скважин предназначено для подъема из скважины пластовой жидкости или газа. Часть оборудования спускается в скважину и является в этом случае «подъемником» (лифтом), а часть монтируется в зоне устья. В других случаях оборудование применяется для нагнетания в пласт жидкости или газа и оборудование называется нагнетательным. Группа состоит из следующих подгрупп.

1. Оборудование для фонтанных скважин. Это оборудование предназначено для эксплуатации только фонтанирующих нефтяных, газовых или газоконденсатных скважин. Оборудование состоит из подъемника (лифта), фонтанной арматуры и манифольда, позволяющих поднимать по скважине на поверхность продукцию, обеспечивать контроль и регулирование фонтанирования и поддерживать оптимальный режим работы скважины.

2. Газлифтное оборудование предназначается для эксплуатации скважины путем подачи сжатого газа к низу подъемника. К этому оборудованию относятся газлифтный подъемник с комплектом пусковых и рабочих клапанов, газлифтная арматура с КИП и манифольдом, компрессорные станции с мотокомпрессорами, холодильниками, оборудованием для подготовки газа и сложная сеть коммуникаций – трубопроводов для подачи газа к скважине со средствами автоматизации и регулирования. Газокомпрессорные станции с мотокомпрессорами используются для компримирования и нагнетания в скважину газа, энергия которого и обеспечивает подъем пластовой жидкости из скважины на поверхность.

3. Запорные устройства – один из наиболее часто применяемых видов оборудования для перекрытия и герметизации трубопроводов: нефте-, газо- и водопроводов. Запорные устройства применяются и в фонтанной арматуре для управления потоками жидкости или газа, а также при газлифтной и других видах эксплуатации скважин.

4. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) широко применяются в нефтегазодобывающей промышленности при фонтанной, газлифтной и насосной эксплуатациях.

5. Штанговые скважинные насосные установки с механическим приводом нашли массовое применение на промыслах. Оборудование предназначено для подъема жидкости с помощью штангового насоса. К подгруппе относятся собственно скважинный насос, спущенный на НКТ и приводимый в действие колонной штанг, насосные штанги и поверхностный привод, включающий энергетическую установку и механический преобразователь вращательного движения вала привода установки в поступательное колонны штанг.

6. Штанговые установки с гидроприводом отличаются использованием гидравлического преобразователя вместо механического, что резко сокращает металлоемкость установки, ее массу и устраняет необходимость сооружения мощного фундамента под установку.

7. Бесштанговые установки центробежных скважинных электронасосов предназначены для эксплуатации высокодебитных скважин. В состав входят спускаемые в скважину погружной центробежный насос с электродвигателем и протектором, колонна насосных труб с токонесущим кабелем и поверхностная система управления электроприводом.

8. Бесштанговые электровинтовые скважинные насосы предназначены для эксплуатации скважин с небольшими дебитами и отличаются от предыдущих использованием вместо центробежного винтового насоса.

9. Бесштанговые гидропоршневые скважинные насосы используются для эксплуатации глубоких и наклонно направленных скважин. В состав установок входят спускаемый в скважину на колонне насосных труб гидроприводный скважинный насос, поверхностный силовой насос с приводом, нагнетающий рабочую жидкость в гидропривод скважинного насоса, и система подготовки рабочей жидкости.

10. Оборудование для эксплуатации одной скважиной нескольких разных по характеристикам пластов, которое размещается в одном стволе и включает комплекс разнотипного оборудования (например, фонтанного и насосного), в результате чего становится возможным при разработке многопластовых месторождений нефти и газа значительно сократить число эксплуатационных скважин. В состав оборудования этой подгруппы входят спускаемые в скважину пакеры, разделяющие ствол скважины на изолированные, связанные с разными пластами участки, и подъемники, позволяющие поднимать тем или иным способом жидкость или газ по колоннам труб на поверхность, где на устье скважины размещено устьевое оборудование, направляющее отдельно добытые нефть или газ с различными характеристиками в систему сбора.

III группа. Оборудование для подземного ремонта, освоения и обработки скважин предназначено для поддержания в течение всего периода эксплуатации скважины работоспособного состояния собственно скважины и спущенного в нее эксплуатационного оборудования. В группу входят:



Поделиться:


Последнее изменение этой страницы: 2017-02-17; просмотров: 655; 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 - 54.175.70.29 (0.105 с.)