Проектирование штанговой насосной установки

ВВЕДЕНИЕ 4
I. Техническая часть 5
1.1Станки . Качалки 6
1.2.Оборудование устья скважины 9
1.3. Штанговые скважинные насосы 12
1.4.Общая характеристика насосов 13
1.5. Штанги 17
1.6.Насосные трубы 18
II. Расчет ШГНУ
2.1. Определение производительности насосной установки 20
2.2. Подбор основного глубинно.насосного оборудования и
установление режима его работы 22
2.3. Определение глубины погружения насоса под динамический
уровень 26
2.4. Определение утечек жидкости в зазоре между плунжером и
цилиндром насоса и в НКТ 27
2.5. Определение нагрузок в точке подвески насосных штанг
к головке балансира 30
2.7. Расчет уравновешивания станков . качалок 33
2.8. Определение мощности электродвигателя для станков.качалок 34
2.9. Расчет клиноременной передачи для станков . качалок 37

III. ПРИЛОЖЕНИЕ 39
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 46 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами (ШСН) широко распространена на большой части нефтедобывающих месторождений мира.
Оборудование для эксплуатации скважин штанговыми насосами, включает:
- - глубинный плунжерный насос;
- - систему насосных труб и штанг, на которых насос подвешивается в скважине;
- - приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка – качалки и двигателя;
- - устьевое оборудование скважин, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья;
- - приспособления для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки.

В скважину на колонке насосно-компрессорных труб (НКТ) под уровень жидкости спускают цилиндр насоса, в нижней части которого установлен приемный клапан 1, открывающейся только вверх. Затем на насосных штангах 3 внутрь НКТ спускают поршень, называемый плунжером, который устанавливают в цилиндр насоса (рис. 1).
Плунжер имеет один или два клапана 2, открывающихся только вверх, называемых выкидными или нагнетательными.
Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балансира 6 станка-качалки.
Для направления жидкости из насосно-компрессорных труб в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины, устанавливают тройник 4 и выше него сальник 5 через которых пропускают сальниковых (полированных) шток.
Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором вращательное движение, получаемое от двигателя 9, при помощи редуктора кривошипно-шатунного механизма 7,8 и балансира 6 преобразуется в возвратно-поступательное движение.

1. Адонин А.Н. Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. М., «Недра», 1964.
2. Аливерзаде К.С. и др. Расчет и конструирование оборудования для эксплуатации нефтяных скважин. Гистоптехиздат, 1959.
3. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования . М., «Недра», 1974.
4. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: «Недра» 1967.
5. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М. Недра, 1974.

Дисциплина: Автоматизация, Техника
Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 33 страниц
В избранное:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

КАЗАХСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. К.САТПАЕВА

Кафедра МОНГП

Тема: ПРОЕКТИРОВАНИЕ ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

ПРЕПОДОВАТЕЛЬ:
Даурова Р.В.
СТУДЕНТ:
Вертунов Р.
ГРУППА: НМ 01-2
СПЕЦИАЛЬНОСТЬ:
140540

АЛМАТЫ 2005
ЗАДАНИЕ
Диаметр обсадных труб – 89 мм
Диаметр плунжера – 43 мм
Диаметр штанг – 22 мм
Глубина подвески насоса – 1400 м
Длина хода головки балансира – 2,5 м
Динамический уровень жидкости в скважине – 1370 м
Число качаний – 10 мин-1
Коэффициент подачи насоса – 0,75
Кинематическая вязкость жидкости – 0,1 см2с
Удельный вес жидкости – 830 кгм3

СОДЕРЖАНИЕ:

ВВЕДЕНИЕ
4
I. Техническая часть 5
1.1Станки – Качалки 6
1.2.Оборудование устья скважины 9
1.3. Штанговые скважинные насосы 12
1.4.Общая характеристика насосов
13
1.5. Штанги
17
1.6.Насосные трубы 18
II. Расчет ШГНУ

2.1. Определение производительности насосной установки
20
2.2. Подбор основного глубинно-насосного оборудования и
установление режима его работы
22
2.3. Определение глубины погружения насоса под динамический
уровень
26
2.4. Определение утечек жидкости в зазоре между плунжером и
цилиндром насоса и в НКТ
27
2.5. Определение нагрузок в точке подвески насосных штанг
к головке балансира
30
2.7. Расчет уравновешивания станков – качалок
33
2.8. Определение мощности электродвигателя для станков-качалок
34
2.9. Расчет клиноременной передачи для станков – качалок
37

III. ПРИЛОЖЕНИЕ
39
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
46 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами (ШСН) широко
распространена на большой части нефтедобывающих месторождений мира.
Оборудование для эксплуатации скважин штанговыми насосами, включает:
-         глубинный плунжерный насос;
-         систему насосных труб и штанг, на которых насос подвешивается в
скважине;
-         приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного
типа, состоящую из станка – качалки и двигателя;
-         устьевое оборудование скважин, предназначенное для подвески насосных
труб и герметизации устья;
-         приспособления для подвески насосных штанг к головке балансира
станка-качалки.

В скважину на колонке насосно-компрессорных труб (НКТ) под уровень жидкости
спускают цилиндр насоса, в нижней части которого установлен приемный клапан 1,
открывающейся только вверх. Затем на насосных штангах 3 внутрь НКТ спускают
поршень, называемый плунжером, который устанавливают в цилиндр насоса (рис.
1).
Плунжер имеет один или два клапана 2, открывающихся только вверх, называемых
выкидными или нагнетательными.
Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балансира 6
станка-качалки.
Для направления жидкости из насосно-компрессорных труб в нефтепровод и
предотвращения ее разлива на устье скважины, устанавливают тройник 4 и выше
него сальник 5 через которых пропускают сальниковых (полированных) шток.
Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором
вращательное движение, получаемое от двигателя 9, при помощи редуктора
кривошипно-шатунного механизма 7,8 и балансира 6 преобразуется в
возвратно-поступательное движение.

НМ 01-2.000.001. ПЗ

Л Литер
ПРОЕКТ
ИРОВАН
ИЕ
ШГНУ
КазНТУ

Кафедра МОНГП

Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором
вращательное движение, получаемое от двигателя 9, при помощи редуктора
кривошипно-шатунного механизма 7,8 и балансира 6 преобразуется в возвратно-
поступательное движение. Это движение передается плунжеру скважинного
насоса.
При ходе плунжера вверх под ним падает давление и всасывающий
клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается,
после этого жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время
нагнетательный клапан 2 плунжера закрыт под давлением столба находящейся
над ним жидкости.
При ходе плунжера вниз приемный клапан 1 под давлением столба
жидкости в насосных трубах закрывается, а клапан 2, расположенный на
плунжере, открывается, и жидкость наступает в насосно-компрессорные трубы.
При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются,
в результате чего при каждом ходе некоторое количество жидкости поступает в
насосные трубы. Уровень жидкости в НКТ повышается и достигает устья
скважины, жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник 4 с
сальниковым устройством.

Рис.1 Общая схема штанговой глубинно-насосной установки

1.1. Станок-качалка

Индивидуальный механический привод штанговых скважинных насосов
осуществляется станком-качалкой.
Основные узлы станка-качалки: рама, стойка в виде усеченной
четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с
шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и
противовесами.

В комплект входит набор сменных шкивов для изменения числа качаний.
Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на
поворотной салазке.
Станки-качалки выпускаются различных типа размеров, что обеспечивает
возможность работы штанговых скважинных насосов различных диаметров,
спускаемых на разную глубину, получения необходимой длины хода устьевого
штока и крутящего момента на ведомом валу редуктора.
Редуктор предназначен для уменьшения тела оборотов, передаваемых от
электродвигателя кривошипам станка-качалки.
На нефтяных промыслах в эксплуатации имеются СК различных
типоразмеров и конструкций. В механическом и кинематическом отношении они
достаточно совершенны (рис. 2). В шифре СК указывается грузоподъемность,
максимальный ход и допустимый момент на валу редуктора.
Пример шифра СКЗ—1,2—630. Это означает: грузоподъемность станка-
качалки — 3 т, максимальный ход—1,2 м, наибольший крутящий момент на валу
редуктора — 630 кгс·м. Таким образом, в самом шифре указываются важнейшие
характеристики СК.
Предусмотрено механизированное плавное перемещение кри-вошипных
противовесов, при котором достигается лучшее уравновешивание СК.
Качалки оборудованы двухколодочным тормозом с ручным приводом.
Тормозной барабан закреплен на трансмиссионном валу редуктора. С
помощью тормоза балансир и противовесы качалки могут быть зафиксированы в
любом положении. Электродвигатель устанавливается на салазках, наклон
которых регулируется для достижения необходимого натяжения тиксотропных
ремней трансмиссионной передачи. Изменение длины хода балансира
достигается перестановкой пальца шатуна на кривошипе, а изменение
числа качаний достигается сменой шкива на валу электродвигателя на
другой размер. Кроме описанных балансирных станков-качалок существует много
других индивидуальных приводов для штанговых насосных установок, не
получивших, однако, широкого распространения. К числу таких приводов можно
отнести безбалансирные станки-качалки, в которых возвратно-поступательное
движение штанг осуществляется с помощью цепи или канатов, перекинутых через
шкивы-звездочки, укрепленные на наклонной к устью скважины пирамиде-опоре.
Канатная подвеска (или цепь) прикрепляется к штангам, а другим концом к
кривошипу редуктора.

Рис. 2. Схема балансирного станка-качалки:

1 — канатная подвеска, 2 — балансир с поворотной головкой, 3 — опора
балансира, 4 — стойка, 5 — шатун, 6 — кривошип, 7 — редуктор, 8 —ведомый
шкив, 9 — клиноременная передача, 10 — электромотор, 11 — ведущий шкив, 12
— ограждения, 13 — салазки поворотные для электромотора, 14 — рама, 15 —
противовес, 16 — траверса, 17 — тормозной шкив

При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кривошипов канаты
подвески и колонна штанг совершают возвратно-поступательное движение.
Отсутствие тяжелого высокоподнятого на пирамиде-стойке балансира позволяет
уменьшить массу безбалансирных станков и несколько улучшить кинематику
привода. Безбалансирные СК уравновешиваются с помощью противовесов,
укрепляемых на кривошипе, как и у балансирных СК. Однако центр тяжести
противовеса имеет по отношению к точке прикрепления шатунов угловое
смещение, зависящее от наклона линии, соединяющей центры вращения шкивов на
опоре и оси главного вала кривошипа.
Существуют балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим
уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные балансирные,
имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в
изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных
размеров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается как зa счет
использования роторных противовесов, так и за счет сжатия воздуха в
специальном цилиндре с перемещающимся в нем поршнем. Кроме того, на СК с
пневматическим уравновешиванием обязательно имеется небольшой
одноцилиндровый компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.
Разработаны гидравлические качалки, состоящие из длинного цилиндра и
движущегося в нем поршня, соединенного непосредственно с
колонной штанг. Цилиндр устанавливается вертикально над устьем
скважины. Возвратно-поступательное движение поршня и штанг достигается
путем переключения золотниковым устройством нагнетаемой силовым насосом
жидкости в полости цилиндра. В качестве силового используется обычно
шестеренчатый насос с приводом от электродвигателя. Уравновешивание
осуществляется за счет противоположного по фазе перемещения насосных труб
с гидравлической подвеской. Гидравлические качалки очень компактны,
имеют массу в 2— 2,5 раза меньшую, чем обычные балансирные СК,
плавный ход, однако существенным их недостатком является
перемещение НКТ, дополнительные уплотнительные сальниковые элементы и
длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует совершенной
технологии.

1.2. Оборудование устья скважины

Устьевое оборудование штанговой насосной скважины предназначено для
герметизации затрубного пространства и отвода продукции скважины.
В связи с широким распространением однотрубной системы сбора
продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа и
замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосных установок. В
некоторых случаях возникает необходимость иметь на устье скважин (удаленные
скважины, высокие вязкости жидкости) давления, доходящие до 4 МПа. Это
усложняет конструкцию устьевого оборудования и повышает к нему технические
требования. Типичной обвязкой устья скважины, оборудованной ШСНУ, является
конструкция, показанная на рис. 3.

Рис. 3. Типичное оборудование устья скважины для штанговой
насосной установки:
1 — колонный фланец, 2 — планшайба, 3 — НКТ, 4 — опорная муфта, 5
— тройник, 6 — корпус сальника, 7 — полированный шток. 8 —
головка сальника, 9 — сальниковая набивка

Устьевой сальник герметизирует выход полированного штока. В полость
сальника укладываются разрезные кольца из прорезиненного тканевого ремня
или специальной нефтестойкой резины, которые уплотняются заворачиванием
верхней нажимной муфты. Часто причиной нарушения герметичности устьевого
сальника является несовпадение центра сальника с центром канатной подвески
штанг или ее отклонение от вертикали при движениях балансира. Такие
отклонения в той или иной мере всегда имеют место при недостаточной
точности установки станка-качалки, балансира или их нарушении в процессе
длительной работы.

Это обусловило появление устьевых сальников с самоустанавливающейся
головкой с шаровым шарнирным соединением. Такой сальник разработан
Азинмашем и рассчитан на давление до 4,0 МПа. Шаровая головка сальника
допускает отклонение его оси от вертикали в любую сторону до 3°.
Герметичность в шаровом сочленении обеспечивается уплотнительным кольцом из
нефтестойкой резины. Шаровое сочленение увеличивает срок службы сальниковой
набивки и полированного штока. При необходимости периодически сальниковую
набивку подтягивают завинчиванием крышки головки.

1.2.1. Канатная подвеска

Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с помощью
канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает установку
прибора— динамографа для снятия диаграммы — зависимости силы, действующей в
точке подвеса от хода штока [Р(S)].
Кроме того, с помощью канатной подвески регулируется посадка плунжера
в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан
или выхода плунжера из цилиндра.

Рис. 4. Канатная подвеска сальникового штока

Канатная подвеска (рис. 4) состоит из нижней 1 и верхней 4 траверс. В
нижнюю траверсу заделаны с помощью специальных зажимов 2 концы канатной
петли 7. На верхней траверсе укреплен клиновой зажим 5, удерживающий
сальниковый шток. По краям нижней траверсы имеются винты 3 для подъема
верхней траверсы при установке в их разъем динамографа. Элементы
конструкции канатных подвесок, входящих в комплект станка-качалки,
стандартизованы. Канатная петля одевается на специальный ролик, имеющийся
на головке балансира.
Изменение места захвата сальникового штока клиновым захватом
достигается перестановкой верхней траверсы вдоль штока на требуемое место и
повторной затяжкой клинового захвата муфтой 6.

1.2.2. Штанговращатель

Штанговращатель — механическое приспособление, закрепляемое на
сальниковом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера
на заворот при каждом ходе головки балансира.
Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных скважин для
предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, для
предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения
пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления отложений
парафина на внутренних стенках насосных труб.
Обычно штанговращатель состоит из зубчатого круглого диска,
закрепляемого на теле штока горизонтально, и храпового механизма с
шарнирным зубом и рычагом, который тросом соединяется с неподвижной точкой.
При каждом качании балансира трос натягивается, перемещает рычаг, с помощью
которого шарнирный зуб (собачка) поворачивает диск на один шаг.
Таким образом, штанги делают один оборот за такое число качаний,
сколько зубьев имеется в диске по его периметру.
Штанговращатели существенно улучшают работу ШСНУ при осложненных
условиях эксплуатации.

1.3. Штанговые скважинные насосы

Скважину, эксплуатируемую насосным способом, оборудуют штанговыми
скважинными насосами, спущенными на трубах, плунжер которых приводится в
движение колонкой штанг.
Для эксплуатации скважин различных категорий (нормальных, с
усложненными условиями) разработан ряд скважинных насосов невставного и
вставного типов.

1.3.1. Невставные насосы

Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера.
Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр
вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести
до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны
иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера
(примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены
или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце
плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

1.3.2. Вставные насосы

Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В
этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное
посадочное устройство — замковая опора, на которой происходит посадка и
уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае
ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается
весь насос.
Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра
пропускается не только плунжер; но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр
плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного.
Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше
подачи невставного.

1.4. Общая характеристика насосов

На рис. 5 показаны принципиальные схемы невставных (рис. 5, а, б) и
вставного (рис. 5, в) насосов.
Как видно из рисунка (см. рис. 5, а), в НГН-1 всасывающий клапан
5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7.
Это позволяет при подъеме штанг, а следовательно, и плунжера сразу извлечь
всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для замены или
ремонта клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб перед их
подъемом. Однако наличие длинного штока не позволяет установить в нижней
части плунжера второй нагнетательный клапан для уменьшения вредного
пространства и повышения надежности работы насоса. Кроме того, наличие
штока внутри плунжера ограничивает ход последнего, и в насосах этой
конструкции он не превышает 1 м.

Рис. 5. Принципиальная схема скважинных штанговых насосов:
а — невставной насос со штоком типа НГН-1; б — невставной насос с
ловителем типа НГН-2; 1— нагнетательные клапаны, 2 — цилиндры, 3 —
плунжеры; 4 — патрубки-удлинители, 5 — всасывающие клапаны, 6 —
седла конусов, 7 — захватный шток, 8 — второй нагнетательный клапан,
9 — ловитель, 10 — наконечник для захвата клапана; в — вставной
насос типа НГВ-1: 1 — штанга, 2 — НКТ, 3 — посадочный конус, 4 —
замковая опора, 5 — цилиндр, 6 — плунжер, 7 — направляющая трубка

В насосах НГН-2 (см. рис. 5, б) — два нагнетательных клапана. Это
существенно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и
повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. У этих
насосов для посадки и извлечения всасывающего клапана 5 имеется специальный
ловитель 9, которым захватывается шток 10. После спуска плунжера на штангах
и посадки всасывающего клапана на конус поворотом штанг ловитель
разъединяется от штока, и плунжер может производить возвратно-
поступательное движение с любой допускаемой длиной цилиндра величиной хода.
Перед подъемом насоса для его ремонта необходимо ловителем захватить шток
конуса. Это осуществляется поворотом штанг по часовой стрелке при
посаженном плунжере до отказа. Если операция ловли конуса неудачна, то
насосные трубы приходится поднимать вместе с жидкостью, что сильно
осложняет работу бригады текущего ремонта.
Вставные насосы НГВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в
верхней и нижней части плунжера.
Поскольку на штангах извлекается и опускается весь насос в сборе, то
отпадает необходимость иметь ловитель или шток для подъема всасывающего
клапана.
Насосы имеют следующие номинальные диаметры цилиндров, мм:

НГН-1 — 28; 32; 43; 55; 68;
НГН-2 — 28; 32; 38; 43; 55; 68; 82; 93;
НГВ-1 —28; 32; 38; 43; 55; 68.

Фактические диаметры могут отличаться от номинальных на 1—2 мм в
большую сторону (для 93-мм насоса фактический диаметр может
доходить до 96 мм). Это объясняется повторным использованием как
плунжеров, так и цилиндров, а также и других деталей насосов после их
реставрации на заводах или в мастерских.

1.4.1. Цилиндры насосов

Цилиндры собираются из коротких (0,3 м) стальных или чугунных втулок,
вставляемых на специальной оправке в кожух и сжатых с торцов муфтами
кожуха. Число втулок в насосах НГН-1—от 2 до 7, что обеспечивает ход
плунжера до 0,9 м; в насосах НГН-2—от 6 до 24 и в насосах НГВ-1 —от 9 до
27, что обеспечивает ход плунжера до 6 м. В некоторых случаях цилиндры
короткоходовых насосов изготовляются из цельной стальной трубы с
гладкообработанной внутренней поверхностью. Длинные цельные цилиндры
изготовить технически трудно, так как при этом не удается выдержать
необходимую точность. Конструктивно вставные насосы несколько сложнее
невставных.
Все насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на три
группы посадки:

Группа посадки I II
III
Зазор, мкм 20—70 70—120
120—170

Насосы III группы посадки, как правило, применяются для неглубоких
скважин при откачке вязких нефтей и эмульсий и при больших отборах
жидкости. Насосы II группы посадки применяются при средних глубинах и
откачке масляной нефти. Насосы I группы применяют для глубоких скважин при
откачке 1 масляной нефти при полном отсутствии песка в откачиваемой
жидкости.

1.4.2. Плунжеры насосов

Плунжеры изготавливаются из стальных труб стандартной длины 1,2 м.
Наружная поверхность — полированная хромированная. Плунжеры бывают гладкие,
(рис. 6, а), с кольцевыми канавками (рис. 6, б), с винтовой канавкой (рис.
6, в) и типа пескобрей (рис. 6, г).

Рис. 6. Плунжеры, применяемые для
штанговых глубинных насосов

Кроме того, имеются плунжеры, армированные тремя или четырьмя
резиновыми кольцами, которые применяются в насосах НГН-2Р, что означает:
насос глубинный невставной типа 2 с плунжером, имеющим резиновые кольца
(Р).
Если цилиндр насоса безвтулочный, а плунжер с резиновыми кольцами, то
к шифру будет добавлена буква Б, например, НГН-1РБ (буква Б означает
безвтулочный). Насосы с гуммированным (обрезиненным) плунжером разработаны
в Грозном и применяются в неглубоких скважинах.

1.4.3. Клапаны насоса

Наиболее быстро изнашиваемым узлом в насосе является клапан (рис.
7,8). Непрерывные удары шарика по седлу под действием столба жидкости в
течение длительного времени разбивают поверхность контакта, и герметичность
клапана нарушается. Особенно тяжелые условия для работы клапана создаются
при откачке жидкости с абразивной взвесью (песок) и при наличии
коррозионной среды.
На верхнем переводнике каждого вставного и невставного насоса
выбивается клеймо, на котором отмечаются 1—товарный знак завода-
изготовителя, 2 — заводской номер насоса, 3 — шифр насоса, условный
диаметр, допустимая длина хода плунжера и максимальная глубина спуска, 4 —
год выпуска насоса.
Кроме того, на кожухе каждого насоса у верхнего его конца наносится
шифр насоса (по трафарету эмалевой краской), например, НГН2-43-4200-П-П-
120. Это означает: насос невставной 2-го типа диаметром 43 мм с
максимальным ходом плунжера до 4200 мм, II-й группы пригонки с плунжером
типа пескобрей (П) с давлением опрессовки 120 атмосфер (12 МПа). Все
насосы, кроме того, снабжаются паспортом с указанием всех технических
данных.

Рис. 7. Клапанные узлы: а - Рис. 8. Нижний нагнетательный
нагнетательный клапан для насосов клапан насосов НГН-2 с ловителем
НГН-1 (43, 55 и 68 мм); б — для захвата штока всасывающего
всасывающий клапан для насосов НГН-1 клапана:
(43, 55 и 68 мм); 1 — клетка клапана; 1 — клетка клапана; 2 — шарик; 3 —
2 — шарик; 3 — седло клапана; 4 — седло клапана; 4 — корпус ловителя;
ниппель или ниппель-конус 5 — ловитель

Необходимо также указать на существование специальных насосов,
спускаемых на трубчатых штангах. Их шифр содержит букву Т, например НГН2Т.
Это означает: насос глубинный невставной типа 2, для трубчатых штанг. При
откачке жидкости с большим содержанием песка и взвеси, для
предотвращения попадания этой взвеси в зазор между цилиндром и плунжером и
заклинивания, откачиваемая жидкость из плунжера попадает не в насосные
трубы, а в полые (трубчатые) штанги и по ним поднимается на поверхность.
В качестве трубчатых штанг используются те же трубы, но малого
диаметра (48—60 мм). Принципиальное отличие насосов для
трубчатых штанг состоит только в том, что нагнетательный клапан (один
или два) располагается в нижней части плунжера. Верхняя часть плун- жера
через специальный переводник соединяется с трубчатыми штангами. Поэтому
жидкость не попадает в пространство между насосными трубами и трубчатыми
штангами. В остальном конструкция этих насосов не отличается от
обычных. Насосы для трубчатых штанг могут быть как вставные, так и
невставные. Кроме того, разработаны конструкции специальных насосов других
типов и назначений, например для раздельной добычи нефти.

1.5. Штанги

Обычные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по диаметру
тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанги имеют утолщенные головки с
квадратным сечением для захвата специальными ключами при свинчивании и
развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муфтами (рис.
9).
Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные штанги
длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м стандартных диаметров. Укороченные штанги
необходимы для регулировки длины всей колонны штанг с таким расчетом, чтобы
висящий на них плунжер перемещался в цилиндре насоса в заданных пределах.
Верхний конец колонны штанг заканчивается утолщенным полированным штоком,
проходящим через сальниковое уплотнение устья скважины.

Рис. 9. Насосная штанга и соединительная муфта

В зависимости от условий эксплуатации штанги выпускаются с
различной прочностной характеристикой. Для их изготовления
используются стали марки 40 или никель- молибденовые стали марки
20НМ с термообработкой и последующим поверхностным упрочнением токами
высокой частоты (ТВЧ).
Несмотря на то что верхние сечения штанг обычно бывают наиболее
нагруженными, практика показывает, что поломки и обрывы штанг случаются и в
нижних сечениях. При использовании насосов больших диаметров (56, 70, 95
мм), особенно при откачке вязких жидкостей и при больших скоростях плунжера
(Sn30) нижние штанги могут испытывать продольный изгиб и, как следствие,
отвороты и поломки. В таких случаях прибегают к установке утяжеленного
низа, состоящего из 2—6 тяжелых штанг или труб общей массой 80—360 кг. Это
улучшает условия работы нижней части колонны штанг, но одновременно
сокращает предельную глубину подвески насоса.
При креплении штанг рекомендованы следующие предельные крутящие
моменты:

Диаметр штанг, мм 16 19
22 25
Крутящий момент, Н∙м 300 500 700 1000

Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению частоты
обрывов штанг. Соответствующими инструкциями peгламентируются правила
хранения, перевозки и сборки штанг и штанговых колонн.

1.6. Насосные трубы

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) бывают с гладкими и высаженными
(равнопрочные) концами. Трубы с гладкими концами имеют постоянный диаметр
по длине и поэтому в местах нарезки под муфтовые соединения
несколько ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют
утолщенные концы в местах нарезки под муфтовые соединения и поэтому
повышенную прочность нарезанной части трубы. 1
По длине НКТ разделяются на три группы:

I — от 5,5 до 8 м;
II —8—8,5 м;
III — 8,5—10 м.

Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д, К, Е, Л, М.
Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М, а также все трубы с
высаженными концами подвергаются термообработке. Условный диаметр трубы
с точностью до нескольких десятых долей миллиметра совпадает с
наружным диаметром тела трубы.
НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку.
Кроме растяжения от действия собственного веса они подвержены нагрузке
от веса столба жидкости, заполняющей НКТ, и иногда от веса
колонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера
на шток всасывающего клапана. В искривленных скважинах они
подвергаются трению штанговыми муфтами. При больших проти-
водавлениях на устье еще добавляется сила, равная произведению
устьевого давления на площадь трубы. Обычно коэффициент запаса
прочности принимают равным 1,3— 1,5, считая по нагрузке,
соответствующей напряжению текучести σт.
Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указываются условный
диаметр, толщина стенки (мм), товарный знак завода, группа прочности
(буква), месяц и год выпуска. Толщина стенок указывается только для труб 73
и 89 мм, которых может быть две.
Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается при
приложении крутящего момента определенной величины, а именно:

Условный диаметр трубы, мм 48 60 73 89
102 114
Крутящий момент, Н·м 500 800 1000 1300
1600 1700—2000

Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчивания
НКТ со специальным фрикционным регулятором момента.
Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их
транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.
Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на
большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с большим диаметром
вверху и малым внизу. Для работы в коррозионной среде находят все большее
применение НКТ с внутренним покрытием, лакокрасками, эмалями или
металлическим покрытием из алюминия.
Специально для сверхглубоких скважин созданы трубы из алюминиевого
сплава. Их малая масса при незначительном уменьшении прочности позволяет
спускать НКТ на большую глубину.
Все перемещения партии труб регистрируются в специальном журнале
учета работы НКТ. Отбракованные трубы обязательно исключаются из партии и
не используются для спуска в скважины.
Категорически запрещается обстукивание муфтовых соединений НКТ
кувалдой для расслабления резьбового соединения, что, к сожалению, довольно
часто практикуется на промыслах. Прочность резьбового соединения после
такой операции резко снижается и увеличивается вероятность появления утечек
или обрыва труб.

2.1 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ГЛУБИННЫМИ ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Производительность глубиннонасосной установки определяется по следующей
элементарной формуле:
mсутки
где D — диаметр плунжера насоса в м; S — длина хода головки балансира
(полированного штока) в м; n — число качаний (двойных ходов) в минуту;
γн — удельный вес нефти в Тм3; η— коэффициент подачи насосной установки.
Эта формула связывает пять переменных величин (Q, D, S, n, η), из которых
может быть найдена любая величина при четырех других известных.
В целях ускорения и облегчения вычислений можно пользоваться составленной
нами точной таблицей (приложение 1) для определения теоретической
производительности глубинных насосов или вычислять приближенно (с
достаточной для промысловых целей точностью) по номограмме Иванова (рис.1),
перестроенной нами для насосов стандартных диаметров и длин хода
полированного штока в соответствии с существующим нормальным рядом.

Рис1. Номограмма Иванова для определения параметров работы штангового
насоса.
Пользование упомянутой таблицей пояснений не требует.
По номограмме Иванова можно найти любой из пяти параметров работы
насосной установки. На практике чаще всего определяют значения Q, D и η,
при этом произведением длины хода полированного штока S на число качаний в
минуту п задаются так, чтобы оно не выходило из пределов, указанных в
технических характеристиках станков-качалок нормального ряда (ГОСТ 5866-51
и 5866-56). Следует ориентироваться на Sмакс, при котором Sn находится в
пределах 22,5–45, что соответствует скорости движения плунжера 0,75–1,5
м!сек.
Для условий работы насосной установки при D = 43 мм, S=2,5 м, п =10, η =
0,75 и удельном весе нефти γ= 0,83 Тм3 определим по номограмме
фактическую производительность насоса Qф. Для этого надо на левой части оси
абсцисс найти точку для п =10 , затем найти пересечение проекции этой точки
с линией S = 2500 м, далее спроектировать эту точку до пересечения с
линией, соответствующей D = 43 мм в верхней правой части номограммы.
Проекцию найденной точки продолжить вниз до пересечения с линией,
соответствующей η = 0,75 в правой нижней части номограммы, и найденную
точку пересечения спроектировать влево на вертикальную ось, где найдем Qф=
60 м3сутки или 72 тсутки.
Для определения диаметра плунжера насоса берем точку фактической
производительности в нижней половине оси ординат и точку числа качаний в
левой половине оси абсцисс и проектируем их — первую вправо до пересечения
с проекцией точки заданного значения η и далее вверх, а вторую вверх до
пересечения с проекцией точки заданной величины S и затем вправо.
Пересечение этих проекций в правой верхней части номограммы определит
диаметр плунжера насоса.
В данном ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.