Устьевое оборудование скважин


Нефтяные скважины – устьевое оборудование

Устьевое оборудование – оборудование устанавливаемое для поддержания контроля скважины на поверхности и предотвращения от выброса скважинного флюида и его утечки. Давление в скважине является определяющим пунктом, по которому выбирают устьевое оборудование.

Фактор давления

Это варьируется от простой компоновки для поддержки насосно-компрессорных труб вместе с дебитом до устьевого оборудования высокого давления для поддержания контроля над пластовым давлением. Давления в таких резервуарах обычно достаточно для фонтанной эксплуатации. Тем не менее, давление в пласте со временем уменьшается, некоторые виды искусственного подъема обычно применяются для доставки нефти на поверхность. Устьевое оборудование является основным в фонтанирующих скважинах, они ограничены некоторым количеством клапанов или фонтанной арматурой, и обслуживаемой площадью размером 15 футов * 15 футов * 50 футов * 50 футов вокруг устья. Рабочая площадь так же может включать маленький (1*2*3) газовый насос и «guy line» якоря для работы объектов для внутреннего ремонта скважин. Химические насосы используют для закачки разрушающих эмульсий, антикоррозионные ингибиторы, или же парафиновые растворители.

Ввод скважины в эксплуатацию

Когда скважина готова начальное давление в пласте движет флюид на поверхность. Спустя некоторое время эксплуатации скважины давление в пласте уменьшается, и некоторые виды искусственного подъема используются для транспорта флюида на поверхность. Наиболее применяемый метод искусственного подъема является всасывающий насос, центрифужный насос, гидравлический насос и газлифт. Все насосные системы требуют определенного вида оборудования на поверхности и энергетических установок. Все энергетические установки работают шумно; тем не менее весь этот диапазон от беззвучного для электрических моторов и до высоких шумов для одноцилиндровых газовых двигателей.

Всасывающий стержневой (лучевой) насос

Насосное оборудование наиболее наглядное и узнаваемое оборудование в пределах нефтяного месторождения. Насосные установки варьируются в размерах от 4 футов до 25 футов в высоту и зависят от глубины скважины. Принцип всасывающего стержневого насоса схож с наиболее распространенными ручными насосами, используемые для подачи воды. Серия стержней и клапанов посылают вверх и вниз через «stuffing box» в скважине для подъема нефти на поверхность. Такого рода блок предотвращает нефтяные утечки на устье. Неправильная установка в этом блоке является первоочередной причиной пролива нефти. Стержни соединяются с поршневой деталью или же «насосным гнездом». Наземное насосное оборудование обычно питается электрическими моторами; тем не менее двигатели внутреннего сгорания используются когда использование электрических двигателей нецелесообразно. Одноцилиндровые двигатели эксплуатируются с высоким шумовым уровнем, а многоцилиндровые и электрические двигатели эксплуатируются с малым уровнем шума.

Центрифужные насосы

Центрифужные погружные скважинные нефтяные насосы состоят из 25 – 300 электрических маленьких насосов, расположенных внутри обсадной колонны. Центрифужные насосы требуют немного оборудования на дневной поверхности и производят минимальный уровень шума на поверхности. Оборудование на поверхности включает в себя комнату по включению\ выключению и контролю, катушка с кабелем, используемым как передача электричества насосу и линию электроснабжения.

Гидравлические насосы

Насосное оборудование гидравлической системы расположено внутри скважины и приводится в действие нефтью под высоким давлением. Оборудование требуемое на поверхности включает хранилище для рабочей нефти, насос для подачи нефти под давлением, электрический или внутреннего сгорания двигатели, клапана для регулирования силы подачи нефти, гидравлический насос и нефтяные скважины (см. Скважинная интенсификация). Полная рабочая площадь, используемая для такого рода насоса может быть больше чем для остальных насосных систем, если центральная энергетическая система и дополнительные линии подачи нефти высокого давления используются для подачи мощности нефти от насоса к устью. Уровень шума проявляется на поверхности и зависит от вида двигателя, используемого для питания нефтяного насоса – электрический или внутреннего сгорания.

Газовые скважины

Большинство газовых скважин работают в режиме свободного газа, в большинстве случаев, нет необходимости применять насосы. Поверхность при режиме свободного газа ограничена 20 футов*20 футов. Вода может закачиваться в газовые скважины и перекрывать газовый поток. Затем может быть установлен насос для откачки этой воды. Некоторые газовые скважины имеют необходимость периодической закачки воды в скважину. Оборудование на устье рядовой газовой скважины похоже на оборудование нефтяной скважины, например фонтанной арматуры. Остальное оборудование может зависеть от качества газа и расположения измерительного оборудования. Дополнительное оборудование включает сепаратор, водоотделитель, замерный блок и компрессор.

Системы сбора скважинной продукции

Сырая нефть транспортируется в трубопроводах малого диаметра называемых выкидные линии от скважины до оборудования подготовки, и далее транспортируется в резервуар. Выкидные линии обычно изготовлены из 2-4 дюймовой стальной трубы. Выкидные линии могут быть под землей и расположены над землёй. Подземные трубопроводы — это тяжелая работа при использовании таковых. Установка выкидных линий схожа с установками трубопроводов малого диаметра. В основном, нижний уровень изготавливают для доступа передвижных составов, рытье канав, и заглубление выкидных линий. Выкидные линии часто устанавливаются в или рядом с дорожным полотном, которое ведет к ослаблению и нарушению поверхности, что облегчает установку. В горных странах, выкидные линии могут устанавливаться на поверхности для уменьшения эрозии. После сбора нефти с месторождения, её подготовки, измерения и испытаний, она будет транспортироваться с пунктов сбора трубопроводами и грузовиками на продажу. Натуральный газ продается и транспортируется только после заключения договора с потребителем. Если процесс и состояние перемещать жидкие углеводороды, связанный газ и воду, газ может быть перемещен в центральную точку сбора и оборудование для подготовки должно стоять на выкидных линиях для дальнейшей реализации.

Системы сбора газа могут включать оборудование для конденсации и усовершенствования газа, сжимание газа до жидкого состояния для перекачки по трубопроводу, контроль, измерение и запись этого потока.

promdevelop.ru

Устьевое оборудование глубинно-насосных скважин

Для подвески насосных труб, направления продукции из скважины в выкидную линию, герметизации устья скважины, обеспечения отбора газа из затрубного пространства ит.д. на устье скважины устанавливается специальное устьевое обо­рудование.

Устьевое оборудование штанговой глубинной установки со­стоит из планшайбы и тройника-сальника. На рисунке 88 показа­на схема этого оборудования.

На колонный фланец 1 устанавливается планшайба 2 с под­вешенными па ней трубами 3. В планшайбе имеются отверстия для отвода газа из затрубного пространства и для замера уровня жидкости в скважине. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивается тройник 5 для отвода нефти в выкидную линию.

Для герметизации тройника и пропуска сальникового што­ка 7 выше тройника устанавливают сальник 6, который уплотня­ется сверху крышкой 8.

Нефть (жидкость) из скважины, подаваемая глубинным штанговым насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию и далее в ГЗУ (групповая замерная установ­ка). Для спуска в скважину манометра, термометра, пробоотбор­ника или других приборов через межтрубное пространство при­меняют эксцентричную планшайбу, в которой отверстие для ввинчивания патрубка смешено от центра на некоторое расстоя­ние и имеется отверстие для спуска скважинных приборов. Под­нимать на поверхность плунжер или вставной насос без разъеди-

В.И. Кудмнов. Основы нсфтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Рис. 88. Оборудование устья насосной скважины

нения линии и снятия тройника позволяет конструкция самоуплотняющегося устьевого сальника. Для предохранения резьбы тройника при спускоподъемных операциях в него ввинчивают специальный фланец, который одновременно служит опорой для штангового -элеватора. Сальниковый шток подвешивается к головке балансира СКН с помощью канатной подвески ПКН (подвеска канатная нормального ряда). Канатная подвеска имеет две траверсы с клиновыми захватами для каната и сальникового штока.

На рис. 89 показана канатная подвеска ПКН со штанговра-щателем. Штанговращатель применяется при добыче нефти с со­держанием смолопарафинов отложений в нефти.

Рис. 89. Канатная подвеска типа ПКН со штанговращателем

Сальниковый шток 6 подвешивается в клиновом захвате верхней траверсы 1, а концы стального каната 9, перекинутого через ролик и закрепленного на головке балансира станка-качалки в зажимных плашках нижней траверсы 15. Нагрузка, создаваемая штангами и столбом жидкости над плунжером насо­са и воспринимаемая верхней траверсой, передастся на нижнюю траверсу через опорные втулки 16. Винты 12 имеют вспомога­тельное значение и служат для увеличения зазора между травер­сами в тех случаях, когда необходимо установить специальный прибор-динамограф, применяемый для измерения нагрузок на головку балансира при работе СКН. Клиновой захват состоит из втулки 3 с внутренней конической расточкой и червячной шес­терней, плашек 4 с конической наружной поверхностью и зажим-

316 В.И. Кудимов. Основы чсфтегозопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и та

ной гайкой 5. Заделка каната в нижнюю траверсу осуществляется с помощью втулок 16 и клиновых плашек, которые расклинива­ются нажимной гайкой 17, концы каната заливаются свинцом. Нижний торец шестерни опирается на шариковый подшипник 2, устанавливаемый в углублении траверсы 1 канатной подвески. Шестерик входят в зацепление с червячным валом 7, закреплен­ным на этой же траверсе при помощи двух кронштейнов 8 с под­шипником скольжения. Па конец валика надет рычаг 11, а между его щеками устанавливается храповое колесо 10.

На конце рычага имеется отверстие 14 для тросика. В конце хода сальникового штока вниз рычаг поднимается при помощи тросика, закрепленного к стойке станка-качалки, и собачка 13, упираясь в зуб храпового колеса, посредством червячной переда­чи вращает колонну штанг на 45-60°. При ходе сальникового штока вверх храповое колесо, из-за самоторможения червячной передачи, остается неподвижным, а рычаг под действием силы тяжести опускается до уровня ограничителя. В этот момент со­бачка, пропустив один или два зуба храпового колеса, вновь ста­новится в исходное положение. При добыче нефти с отсутствием в ней смолонарафиновых отложений подвеска используется без штанговращателя.

3.7. Станки-качалки

Конструкция станка-качалки показана на рис. 90. Станок-качалка состоит из рамы со стойкой, устанавливае­мой на бетонный фундамент, балансира с головкой (с противове­сами), редуктора с двумя кривошипами, на которых закрепляют­ся противовесы и траверсы с двумя шатунами.

Вращение вала электродвигателя (11) при помощи клиноре-мешюй передачи (15) передается ведущему валу редуктора (10). Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от типа станка-качалки и его грузоподъемности имеют диаметры от 63 до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для всех типов станка-качалки, по в зависимости от грузоподъемности и крутящего момента редуктора изменяются от 315 мм у станков-качалок с небольшой грузоподъемностью до 1250 мм у станков-

Рис. 90. Станок-качалка: 1 - головка балансира; 2 - стопорное устрой­ство головки; 3 - опорный подшипник балансира; 4 - балансир; 5 - проти­вовесы; 6 - сферический подшипник подвески траверсы; 7 - шатун; 8 -противовес кривошипа; 9 - кривошип; 10 - редуктор; 11 - злектродпига-тель; 12 - ручка тормоза; 13 - рама; 14 - стойка; 15 - клиновые ремни; 16 -фундамент

качалок с большой грузоподъемностью. Изменение передаточно­го числа клиноремениой передачи от 2,5 до 5 достигается сменой шкивов па валу электродвигателя.

Во всех станках-качалках с целью изменения длины хода полированного штока на кривошипах делают отверстия для кре­пления шатуна. Длина хода полированного штока изменяется пе­рестановкой нижнего пальца шатуна в новое отверстие кривоши­па, т.е. изменением радиуса кривошипа. Длину хода полирован­ного штока можно определять так:

\ (106)

Ii.11. Кудшюв. Основы нсфтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

где г - рабочая длина кривошипа; а - переднее плечо балансира; b - заднее плечо балансира.

■ Число качаний балансира изменяют подбором электродви­гателя с соответствующей характеристикой или чаще всего изме­нением диаметра шкива на валу электродвигателя.

Долговечность и безаварийность работы станка-качалки но многом зависит от его уравновешенности. В неуравновешенном станке-качалке при ходе плунжера вверх на установку действу- ет вес столба жидкости в трубах и вес штанг. При ходе плунже­ ра вниз электродвигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз под собственным весом

штанг. i

Такие знакопеременные нагрузки отрицательно влияют на долговечность установки и особенно на работу электродвигате­ля.

Чтобы устранить эти неблагоприятные факторы, влияю­щие на преждевременный износ электродвигателя, необходимо выравнивать нагрузку па него во время каждого двойного хода плунжера. Это выравнивание осуществляется уравновешивани­ем станка-качалки. С помощью противовесов (контргрузов) подвешиваемых на заднем конце балансира или установленных на кривошипах. Контргруз рассчитывается так, чтобы он урав­новешивал вес столба жидкости и штанг, на преодоление кото­рого и тратится энергия электродвигателя при ходе плунжера вверх, т.е. независимо от направления движения плунжера на­грузка па электродвигатель и редуктор станка-качалки была бы равномерной. Сила тяжести контргрузов определяется следую­щим образом.

Если принимать силу тяжести контргруза равной силе тяже­сти жидкости и штанг, тогда при ходе плунжера вверх станок-качалка будет полностью уравновешен, однако при ходе плунжера вниз, когда на головку балансира действует усилие, создаваемое штангами, излишняя сила тяжести контргруза, равная силе тяжести жидкости, будет создавать дополнительную нагрузку на установку. Также нельзя уравновешивать только штанги, так как будет не­уравновешенным столб жидкости при ходе плунжера вверх.

Установлено, что для равномерной загрузки станка-качалки штанги необходимо уравновешивать полиостью, а столб жидко­сти - наполовину.

Существует три способа уравновешивания станков-качалок: балансирный, роторный и комбинированный.

При балансирном уравновешивании контр!руз устанавлива­ется на заднем конце балансира, при роторном уравновешивании -на кривошипах, а при комбинированном уравновешивании - одно­временно на кривошипах и балансире. Балаисирмое уравновешива­ние применяется на станках-качалках небольшой грузоподъемно­сти, роторное уравновешивание применяется на станках-качалках большой грузоподъемности, комбинированное уравновешивание применяется на станках-качалках средней грузоподъемности. Не­равномерность нагрузки при роторном способе уравновешивания достигается за счет перемещения контргруза вдоль кривошипа, а при балансирном способе уравновешивание нагрузки достигается за счет изменения веса коптрфуза. Завод-изготовитель на каждый станок-качалку поставляет заводскую инструкцию по уравновеши­ванию. Уравновешенность станков-качалок регулярно проверяется на промыслах по нагрузке на электродвигатель с помощью токоиз-мерительиых приборов. Не менее важным условием длительной и бесперебойной эксплуатации стан ков-качало к является регулярное смазывание их узлов и деталей.

Регулярно должны смазываться редуктор, подшипники го-ловок шатунов и балансира, шарнир траверсы и другие трущиеся части станка-качалки.

Редуктор станка-качалки заливают машинным маслом до уровня верхнего крана. Масло в редукторе па летнее время зали­вается летним маслом, а осенью меняется на масло зимнее. Осталь­ные детали станков-качалок смазываются консистентной смазкой.

Конструкция станков-качалок постоянно совершенствуется. Так, па базе станков-качалок СК-64 и СКД-8 на заводе «Ижнеф-тсмаш» разработаны и выпускаются приводы ПНШ 60-2,1-25 и ПНШ 80-3-40 (рис. 91), где

60 и 80 — усилие на штоке, в кН;

2,1 и 3 - максимальная длина хода полированного штока, в м;

В.И. Кудинов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глала X. Добыча нефти и газа

25 и 40 - номинальный крутящий момент на выходном валу редуктора, п к! 1м.

Приводы ПНШ 60-2,1-25 устанавливаются па низком фун­даменте, ПШН 80-3-40 - на высоком фундаменте, а также ПНШ 80-3-90, ПНШТ 80-3-90(63, 37), где Т - тумбовое испол­нение основания (низкое). Выпускаются также одноплечие приводы штанговых насосов: ОПНШ 30-1,5; ОПНШ 80-3-90 и ОПНШ 80-3-50, где 30 и 80 - усилие на полированном штоке, в к! I;

1,5 и 3 - максимальная длина хода полированного штока, в м;

90 и 50 - номинальное передаточное число редуктора.

Одноплечие приводы штанговых насосов (ОПНШ) показа­ны па рис 92.

Рис. 92

Технические параметры и характеристики приводов штан­говых глубинных насосов показаны в табл. 16.

Приводы ПНШТ-60 и ПНШТ-80 имеют:

- широкий диапазон выбора числа качаний и мощностей ус­танавливаемых двигателей, что позволяет обеспечивать оп­тимальные эксплуатационные условия добычи нефти при минимальных расходах электроэнергии;

Таблица 16. Технические параметры и характеристики приводов иттанговых глубинных насосов.

№ и/п Типоразмеры ПНШ 60-2, 1-25 ПМШ 80-3-40 ОПНШ 80-3
I Наибольшее тяговое усилие на полирован­ном штоке, кМ
Длины хода полирован­ного шгока, м 2,1; 1,8; 1,5; 1,2. 1.0; 2.5; 2.0; 1,6; 1,2. 3,0; 2.5; 2,0.
Число качаний в минуй у 5,3... 10,2 4,3... 12 1.8... 5,4 3.2 ...9.3
Мощности двигателя, кВт 11; 15; 18,5 22; 30 7,5; 11; 15 15; 18.5; 22
Габаритные размеры. мм Длина Ширина Высота 7250 1770 5450 7100 2250 5385 7200 2250 6610
Масса, кг

- возможность оснащения приводов ПНШ 80 надежными двух- и трехступенчатыми редукторами типа РП-450 и Т 500.

Приводы ОПНШ с одноплечим балансиром:

- отличаются высокой (до 20%) экономичностью энергопо­ требления в сравнении с соответствующими станками-

качалками балаисирного типа;

- обладают благоприятной динамикой, снижающей пиковые нагрузки в крайних положениях, удлиняют срок службы

штанг, силовых узлов и деталей привода;

- быстро монтируются и демонтируются из-за наличия шар­ нир но-складывающейся в компактный транспортный пакет

верхней части привода (балансир, стойки, траверса, шатуны);

- обеспечивают свободный доступ к двигателю для механизи­ рованного монтажа и демонтажа, а также удобный доступ к редуктору для обслуживания и залива масла, ко всем под­

шипниковым узлам привода и т.д.;

- оснащены быстродействующим дисковым тормозом, быст- росъемной нижней опорой, ручным домкратным устройст­ вом для переустановки длины хода полированного штока

без использования автокрана.

В.И. Кудшюв. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Последние годы применяются двухступенчатые РП и трех­ступенчатые редукторы Т.

г В двухступенчатых редукторах типа РП

- быстроходная и тихоходная ступени - шевронная передача стермоулучшенным зацеплением Новикова.

Трехступенчатые редукторы типа Т:

- оснащены круппомодульными термоулучшеиными переда­ чами с зацеплением Новикова;

- тихоходная ступень - патентованная цилиндрическая пере­ дача с упорными кольцами;

- при равных нагрузочных характеристиках редукторы типа Т на 25-30% легче редукторов с шевронными передачами.

В редукторах предусмотрены:

1. Быстросъемная крышка люка, удобная для осмотра передач и заливки смазки;

2. Визирный и штыревой указатель уровня смазки в редукторе.

3. Специальная пробка, затрудняющая несанкционированный слив смазки из редуктора;

4. Принудительная система смазки подшипниковых опор и каргерная - для зубчатых передач.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

Оборудование устья скважины.

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважин монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е).Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление, а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую и резервную (ближайшую к стволу). На стволе установлены коренная (главная, центральная) и буферная задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода. Ствол заканчивается буфером с манометром.

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и трой-никовые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки входят тройники, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран),,расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление: 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150мм.

Манифольд- система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ).

Оборудование устья штанговой насосной скважины включает колонный фланец, планшайбу с подвешенными к ней насосно-компрессорными трубами. В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника, набивку которого уплотняют крышкой и пружиной.

В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосе-парационную установку.

Станок-качалка- это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор скривошипами и противовесами. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов.

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными и винтовыми насосами,идентично. Крестовина навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе, имеющей отверстие для кабеля. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом и резиновым уплотнителем, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией, на которой установлен обратный клапан для отвода газа при работе скважины. Задвижка позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами.

Ловильное оборудование.

Инструменты предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных и НКТ, штанг, тартального каната, каротажного кабеля и других элементов оборудования, называют ловильными. Конструкции их чрезвычайно разнообразны.

Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность трубы и муфты. Ловильная резьба универсального метчика — специального профиля, конусностью 1:8. Выпускается с правой и левой резьбой.

Специальный эксплуатационный метчик МЭС предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно‑компрессорных труб (гладких и высаженных), оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием в резьбу муфты. Ловильная резьба метчиков с профилем и размерами резьбы соответствующей насосно-компрессорной трубы, конусностью 1:16. Выпускаются с правой и левой резьбой. Ловильные метчики для колонн бурильных труб универсальные МБУ и специальные МСЭ изготовляют с резьбой под направление. Ловильная резьба универсального метчика — специального профиля, конусностью 1:16, а специального метчика — с профилем и размерами резьбы соответствующего ниппеля замка бурильных труб, конусностью 1:4 и 1:6. В остальном универсальные и специальные метчики по конструкции аналогичны метчикам для насосно-компрессорных труб.

Конструкция: Метчик представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, в нижней части наружная ловильная резьба, повторяющая профиль резьбы НКТ или замковой резьбы с большим натягом. Метчики изготавливаются из кованой легированной стали. Поверхность ловильной резьбы зацементирована и закалена.

Колокола ловильные предназначены для извлечения, оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на наружную поверхность труб.

Ловильные колокола по назначению подразделяются на несквозные К и сквозные КС. Колокол КС представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, а в нижней части внутренняя ловильная резьба с конусностью 1:16. Колокола изготавливаются из кованой легированной стали. В зависимости от условий применения колокола могут иметь различные конструктивные исполнения.

Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков или муфты. Все колокола изготовляют правыми и левыми. Правые колокола применяют для извлечения колонны правых труб целиком и левых труб по частям (отвинчиванием); левые колокола - для извлечения колонны левых труб целиком и правых труб по частям.

Труболовки предназначены для захвата насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб и извлечения их целиком или по частям из нефтяных и газовых скважин при аварийных ловильных работах. Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубой и стержнем или корпусом труболовки.

По характеру захвата труб труболовки подразделяются на две группы: внутренние (для захвата за внутреннюю поверхность) и наружные. Труболовки подразделяются на неосвобождающиеся и освобождающиеся (при необходимости освобождение инструмента от захваченных труб в скважине производится после захвата и фиксации плашек в сомкнутом положении).

Труболовки спускают в скважину на колонне бурильных труб. Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки исполнения I и со спиральным захватным устройством состоят из механизмов захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся - только из механизма захвата. Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВМ изготовляется в двух исполнениях: исполнение I — упирающаяся в торец захватываемой колонны; исполнение II — заводимая внутрь захватываемой колонны на любую глубину.

Труболовки изготовляют с резьбами левого направления, они могут извлекать колонны труб как целиком, так и по частям, предварительно отвинчивая.

Механизм захвата — шестиплашечный, состоит из плашек, стержня и наконечника, В труболовках ТВМ 60-1 механизм захвата — одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина.

Механизм освобождения включает в себя тормозной башмак, ниппель, фиксатор, корпус и плашкодержатель, обеспечивающий синхронное перемещение плашек по наклонным плоскостям, а также удержание плашек в крайнем верхнем или сомкнутом (при освобождении) положении. В труболовке ТВМ60-1 функцию плашкодержателя выполняет поводок, ввинчиваемый в верхний торец плашки и после освобождения удерживающий плашку в сомкнутом положении. Конструкция труболовок обеспечивает их освобождение от захваченной трубы внутри скважины с фиксацией плашек в сомкнутом положении механическим устройством.

Труболовка внутренняя неосвобождающаяся типа ТВ изготавливается с резьбами правого и левого направлений. Труболовки с резьбами правого направления могут захватывать и извлекать колонну труб целиком, а труболовки с резьбами левого направления - отвинчивать и извлекать их по частям.

Овершот с запорной втулкой предназначен для залавливания за муфту насосно- компрессорных труб диаметром 60, 70 и 89 мм в колонне 5 и 6 дюймов.

Принцип работы:

Муфта НКТ, пройдя через овершот, упирается в клапан. Клапан, передвигаясь вверх, срезает штифт и запорная втулка падает на овершот. Жидкость с НКТ сливается через сливные отверстия упора и клапана. Когда аварийных труб в скважине мало, определяем заловились аварийные НКТ или нет по давлению в НКТ, для чего разгружаем инструмент, отверстия в клапане закроются за счет конусной посадки клапана и перекрытия отверстий (А и Б). Давление в НКТ возрастает. Овершоты сменные.

Ловильный инструмент неосвобождающего плашечного типа предназначен для ловли и извлечения насосных штанг и насосно-компрессорных труб из эксплуатационной колонны. Ловители изготовляют с резьбой левого направления, их применяют с центрирующими приспособлениями (воронками).

Ловители ЛКШ-114 предназначены для ловли, отвинчивания и извлечения (целиком или по частям) насосных штанг за тело или муфту в эксплуатационной колонне, а также недеформированных насосно-компрессорных труб диаметром до 48 мм.

Ловитель ЛКШТ-136 предназначен для ловли и извлечения насосно-компрессорных и насосных штанг (отдельных или расположенных в несколько рядов) из эксплуатационной колонны. Ловитель состоит из трех захватных ярусов: нижнего — для захвата насосно‑компрессорных труб диаметром 73 мм и пучка насосных штанг; среднего — для захвата насосно-компрессорных труб диаметром 48 и 60 мм и насосных штанг за муфту; верхнего — для захвата насосных штанг за тело.

Штанголовитель типа ШК предназначен для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг и устьевых штоков. Штанголовители типа ШК выпускают в двух исполнениях:

- для захвата за тело, муфту или головку насосной штанги;

- для захвата за муфту или головку насосной штанги.

Штанголовители изготовляют с резьбой правого направления; их применяют с центрирующим приспособлением (воронкой).

Штанголовитель состоит из переводника, нижнего и верхнего корпусов, соединенных между собой резьбой, нижней и верхней пружин, направляющего винта, цанги, вилки 4, плашек и воронки. На внутренней конической поверхности верхнего корпуса предусмотрена вилка с плашками для ловли штанг за тело. Плашки, перемещающиеся внутри корпуса на перьях вилки, удерживаются в крайнем нижнем положении с помощью верхней пружины.

В стенке нижнего корпуса имеются три сквозных паза для выхода перьев цанги и байонетный паз для перемещения направляющего винта.

При подъеме ловителя цанга подхватывает штангу под муфту или головку и, не вращаясь, движется вниз до упора в бурт нижнего корпуса. При этом головка направляющего винта из крайней верхней точки перемещается в вертикальный участок байонетного паза и удерживает цангу от вращения.

Штанголовители спускают в лифтовые насосно-компрессорные трубы на колонне насосных штанг.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Устьевое оборудование глубинно-насосных скважин

Для подвески насосных труб, направления продукции из скважины в выкидную линию, герметизации устья скважины, обеспечения отбора газа из затрубного пространства и т.д. на устье скважины устанавливается специальное устьевое оборудование.

Устьевое оборудование штанговой глубинной установки состоит из планшайбы и тройника-сальника. На рисунке 88 показана схема этого оборудования.

На колонный фланец 1 устанавливается планшайба 2 с подвешенными на ней трубами 3. В планшайбе имеются отверстия для отвода газа из затрубного пространства и для замера уровня жидкости в скважине. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивается тройник 5 для отвода нефти в выкидную линию.

Для герметизации тройника и пропуска сальникового штока 7 выше тройника устанавливают сальник 6, который уплотняется сверху крышкой 8.

Нефть (жидкость) из скважины, подаваемая глубинным штанговым насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию и далее в ГЗУ (групповая замерная установка). Для спуска в скважину манометра, термометра, пробоотборника или других приборов через межтрубное пространство применяют эксцентричную планшайбу, в которой отверстие для ввинчивания патрубка смещено от центра на некоторое расстояние и имеется отверстие для спуска скважинных приборов. Поднимать на поверхность плунжер или вставной насос без разъединения линии и снятия тройника позволяет конструкция самоуплотняющегося устьевого сальника. Для предохранения резьбы тройника при спуско-подъемных операциях в него ввинчивают специальный фланец, который одновременно служит опорой для штангового элеватора. Сальниковый шток подвешивается к головке балансира СКН с помощью канатной подвески ПКН (подвеска канатная нормального ряда). Канатная подвеска имеет две траверсы с клиновыми захватами для каната и сальникового штока.

Рис. 88. Оборудование устья насосной скважины

На рис. 89 показана канатная подвеска ПКН со штанговра-щателем. Штанговращатель применяется при добыче нефти с содержанием смолопарафинов отложений в нефти.

Рис. 89. Канатная подвеска типа ПКН со штанговращателем

Сальниковый шток 6 подвешивается в клиновом захвате верхней траверсы 1, а концы стального каната 9, перекинутого через ролик и закрепленного на головке балансира станка-качалки в зажимных плашках нижней траверсы 15. Нагрузка, создаваемая штангами и столбом жидкости над плунжером насоса и воспринимаемая верхней траверсой, передается на нижнюю траверсу через опорные втулки 16. Винты 12 имеют вспомогательное значение и служат для увеличения зазора между траверсами в тех случаях, когда необходимо установить специальный прибор-динамограф, применяемый для измерения нагрузок на головку балансира при работе СКН. Клиновой захват состоит из втулки 3 с внутренней конической расточкой и червячной шестерней, плашек 4 с конической наружной поверхностью и зажим-

ной гайкой 5. Заделка каната в нижнюю траверсу осуществляется с помощью втулок 16 и клиновых плашек, которые расклиниваются нажимной гайкой 17, концы каната заливаются свинцом. Нижний торец шестерни опирается на шариковый подшипник 2, устанавливаемый в углублении траверсы 1 канатной подвески. Шестерни входят в зацепление с червячным валом 7, закрепленным на этой же траверсе при помощи двух кронштейнов 8 с подшипником скольжения. На конец валика надет рычаг 11, а между его щеками устанавливается храповое колесо 10.

На конце рычага имеется отверстие 14 для тросика. В конце хода сальникового штока вниз рычаг поднимается при помощи тросика, закрепленного к стойке станка-качалки, и собачка 13, упираясь в зуб храпового колеса, посредством червячной передачи вращает колонну штанг на 45-60°. При ходе сальникового штока вверх храповое колесо, из-за самоторможения червячной передачи, остается неподвижным, а рычаг под действием силы тяжести опускается до уровня ограничителя. В этот момент собачка, пропустив один или два зуба храпового колеса, вновь становится в исходное положение. При добыче нефти с отсутствием в ней смолопарафиновых отложений подвеска используется без штанговращателя.

Станки-качалки

Конструкция станка-качалки показана на рис. 90.

Станок-качалка состоит из рамы со стойкой, устанавливаемой на бетонный фундамент, балансира с головкой (с противовесами), редуктора с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами.

Вращение вала электродвигателя (11) при помощи клиноре-менной передачи (15) передается ведущему валу редуктора (10). Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от типа станка-качалки и его грузоподъемности имеют диаметры от 63 до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для всех типов станка-качалки, но в зависимости от грузоподъемности и крутящего момента редуктора изменяются от 315 мм у станков-качалок с небольшой грузоподъемностью до 1250 мм у станков-

Рис. 90. Станок-качалка: 1 - головка балансира; 2 - стопорное устройство головки; 3 - опорный подшипник балансира; 4 - балансир; 5 - противовесы; 6 - сферический подшипник подвески траверсы; 7 - шатун; 8 -противовес кривошипа; 9 - кривошип; 10 - редуктор; 11 - электродвигатель; 12 - ручка тормоза; 13 - рама; 14 - стойка; 15 - клиновые ремни; 16 -фундамент

качалок с большой грузоподъемностью. Изменение передаточного числа клиноременной передачи от 2,5 до 5 достигается сменой шкивов на валу электродвигателя.

Во всех станках-качалках с целью изменения длины хода полированного штока на кривошипах делают отверстия для крепления шатуна. Длина хода полированного штока изменяется перестановкой нижнего пальца шатуна в новое отверстие кривошипа, т.е. изменением радиуса кривошипа. Длину хода полированного штока можно определять так:

(106)

где г - рабочая длина кривошипа; а - переднее плечо балансира; Ъ - заднее плечо балансира.

Число качаний балансира изменяют подбором электродвигателя с соответствующей характеристикой или чаще всего изменением диаметра шкива на валу электродвигателя.

Долговечность и безаварийность работы станка-качалки во многом зависит от его уравновешенности. В неуравновешенном станке-качалке при ходе плунжера вверх на установку действует вес столба жидкости в трубах и вес штанг. При ходе плунжера вниз электродвигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз под собственным весом штанг.

Такие знакопеременные нагрузки отрицательно влияют на долговечность установки и особенно на работу электродвигателя.

Чтобы устранить эти неблагоприятные факторы, влияющие на преждевременный износ электродвигателя, необходимо выравнивать нагрузку на него во время каждого двойного хода плунжера. Это выравнивание осуществляется уравновешиванием станка-качалки с помощью противовесов (контргрузов), подвешиваемых на заднем конце балансира или установленных на кривошипах. Контргруз рассчитывается так, чтобы он уравновешивал вес столба жидкости и штанг, на преодоление которого и тратится энергия электродвигателя при ходе плунжера вверх, т.е. так, чтобы независимо от направления движения плунжера нагрузка на электродвигатель и редуктор станка-качалки была бы равномерной. Сила тяжести контргрузов определяется следующим образом.

Если принимать силу тяжести контргруза равной силе тяжести жидкости и штанг, то при ходе плунжера вверх станок-качалка будет полностью уравновешен, однако при ходе плунжера вниз, когда на головку балансира действует усилие, создаваемое штангами, излишняя сила тяжести контргруза, равная силе тяжести жидкости, будет создавать дополнительную нагрузку на установку. Также нельзя уравновешивать только штанги, так как будет неуравновешенным столб жидкости при ходе плунжера вверх.

Установлено, что для равномерной загрузки станка-качалки Штанги необходимо уравновешивать полностью, а столб жидко-1йти - наполовину.

'*• Существует три способа уравновешивания станков-качалок: балансирный, роторный и комбинированный.

При балансирном уравновешивании контргруз устанавливается на заднем конце балансира, при роторном уравновешивании -на кривошипах, а при комбинированном уравновешивании - одновременно на кривошипах и балансире. Балансирное уравновешивание применяется на станках-качалках небольшой грузоподъемности, роторное уравновешивание применяется на станках-качалках большой грузоподъемности, комбинированное уравновешивание применяется на станках-качалках средней грузоподъемности. Неравномерность нагрузки при роторном способе уравновешивания достигается за счет перемещения контргруза вдоль кривошипа, а при балансирном способе уравновешивание нагрузки достигается за счет изменения веса контргруза. Завод-изготовитель на каждый станок-качалку поставляет заводскую инструкцию по уравновешиванию. Уравновешенность станков-качалок регулярно проверяется на промыслах по нагрузке на электродвигатель с помощью токоиз-мерительных приборов. Не менее важным условием длительной и бесперебойной эксплуатации станков-качалок является регулярное смазывание их узлов и деталей.

Регулярно должны смазываться редуктор, подшипники головок шатунов и балансира, шарнир траверсы и другие трущиеся части станка-качалки.

Редуктор станка-качалки заливают машинным маслом до уровня верхнего крана. В редуктор на летнее время заливается летнее маслом, а осенью масло меняется на зимнее. Остальные детали станков-качалок смазываются консистентной смазкой.

Конструкция станков-качалок постоянно совершенствуется. Так, на базе станков-качалок СК-64 и СКД-8 на заводе «Ижнеф-темаш» разработаны и выпускаются приводы ПНШ 60-2,1-25 и ПНШ 80-3-40 (рис. 91), где

60 и 80 - усилие на штоке, в кН;

2,1 и 3 - максимальная длина хода полированного штока, в м;

25 и 40 - номинальный крутящий момент на выходном валу редуктора, в кНм.

Приводы ПНШ 60-2,1-25 устанавливаются на низком фундаменте, ПШН 80-3-40 - на высоком фундаменте, а также ПНШ 80-3-90, ПНШТ 80-3-90(63, 37), где Т - тумбовое исполнение основания (низкое). Выпускаются также одноплечие приводы штанговых насосов: ОПНШ 30-1,5; ОПНШ 80-3-90 и ОПНШ 80-3-50, где

30 и 80 - усилие на полированном штоке, в кН;

1,5 и 3 - максимальная длина хода полированного штока, в м;

90 и 50 - номинальное передаточное число редуктора.

Одноплечие приводы штанговых насосов (ОПНШ) показаны на рис. 92.

Рис. 91

Рис. 92

Технические параметры и характеристики приводов штанговых глубинных насосов показаны в табл. 16.

Приводы ПНШТ-60 и ПНШТ-80 имеют:

- широкий диапазон выбора числа качаний и мощностей устанавливаемых двигателей, что позволяет обеспечивать оптимальные эксплуатационные условия добычи нефти при минимальных расходах электроэнергии;

Таблица 16.

Технические параметры и характеристики приводов штанговых глубинных насосов.

№ п/п Типоразмеры ПНШ 60-2, 1-25 ПНШ 80-3-40 ОПНШ 80-3
Наибольшее тяговое усилие на полированном штоке, кН
Длины хода полированного штока, м 2,1; 1,8; 1,5; 1,2. 3,0; 2,5; 2,0; 1,6; 1,2. 3,0; 2,5: 2.0.
   
Число качаний в минуту 5,3 ... 10,2 4,3 ... 12 1,8... 5,4 3,2... 9,3
Мощности двигателя, кВт И; 15; 18,5 22; 30 7,5; И; 15 15; 18,5; 22
Габаритные размеры, мм Длина Ширина Высота 7250 1770 5450 7100 2250 5385 7200 2250 6610
Масса, кг

- возможность оснащения приводов ПНШ 80 надежными двух- и трехступенчатыми редукторами типа РП-450 и Т 500.

Приводы ОПНШ с одноплечим балансиром:

- отличаются высокой (до 20%) экономичностью энергопотребления по сравнению с соответствующими станками-качалками балансирного типа;

- обладают благоприятной динамикой, снижающей пиковые нагрузки в крайних положениях, удлиняют срок службы штанг, силовых узлов и деталей привода;

- быстро монтируются и демонтируются из-за наличия шар-нирно-складывающейся в компактный транспортный пакет верхней части привода (балансир, стойки, траверса, шатуны);

- обеспечивают свободный доступ к двигателю для механизированного монтажа и демонтажа, а также удобный доступ к редуктору для обслуживания и залива масла, ко всем подшипниковым узлам привода и т.д.;

- оснащены быстродействующим дисковым тормозом, быст-росъемной нижней опорой, ручным домкратным устройством для переустановки длины хода полированного штока без использования автокрана.

В последние годы применяются двухступенчатые РП и трехступенчатые редукторы Т.

В двухступенчатых редукторах типа РП:

- быстроходная и тихоходная ступени - шевронная передача с термоулучшенным зацеплением Новикова.

Трехступенчатые редукторы типа Т:

- оснащены крупномодульными термоулучшенными передачами с зацеплением Новикова;

- тихоходная ступень - патентованная цилиндрическая передача с упорными кольцами;

- при равных нагрузочных характеристиках редукторы типа Т на 25-30% легче редукторов с шевронными передачами.

В редукторах предусмотрены:

1. Быстросъемная крышка люка, удобная для осмотра передач и заливки смазки;

2. Визирный и штыревой указатель уровня смазки в редукторе.

3. Специальная пробка, затрудняющая несанкционированный слив смазки из редуктора;

4. Принудительная система смазки подшипниковых опор и картерная - для зубчатых передач.

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru


Смотрите также