ПРОЦЕССЫ И АГРЕГАТЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ Оборудование для добычи

ПРОЦЕССЫ И АГРЕГАТЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ Оборудование для добычи нефти Кафедра машины и оборудования нефтяной и газовой промышленности А.В. Деговцов РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

Краткий экскурс в историю нефтедобычи 1. 6 - 4 тыс. лет до н.э. - добыча нефти на берегу Ефрата: применение асфальта при бальзамировании; применение в качестве лекарства; использование нефтяных битумов для приготовления строительных растворов; использование нефти в качестве составной части зажигатель- ного средства ( «греческий огонь») 2. Средние века - использование нефти для освещения улиц в городах Ближнего Востока и Южной Италии. 3. В России в III - IV вв. с территории Азербайджана нефть выво- зилась в Иран. 4. 1594 г. - вырыт первый нефтяной колодец глубиной 35 м. 5. В конце XVIII в.нефть в Баку сливали в ямы, обложенные кам- нями (прообраз амбаров). 6. В начале XIX века в России путем возгонки нефти получен керосин. 7. 1873 г. в Азербайджане начата разведка и освоение крупнейших месторождений в Раманах, Сабунчах, Балаханах и Бибиэйбате с общими извлекаемыми запасами более 500 млн. т.

Краткий экскурс в историю нефтедобычи 8. 1901 г. на этих и других месторождениях России было добыто 11,5 млн.т.-50% ее мировой добычи. 9. В 1998 г. нефтяной промышленности России исполнилось 134 года. Датой ее рождения считают 1864 год, когда на Кубани была пробурена с помощью механического привода первая скважина глубиной 198 метров. 10. Распространение механического способа бурения обусловило рост мировой добычи нефти с 300тыс.т в 1850г. До 22,5млн.т в 1901году. 11. Развитие нефтепромыслов в России происходило по инициативе отечественных предпринимателей, благодаря которым добыча нефти в 1883 году составила 1,5 млн. т. 12. К 1917 году 70 % капиталовложений в нефтяную промышленность принадлежало иностранному капиталу. В руках иностранных фирм находилось 60 % добычи нефти.

Краткий экскурс в историю нефтедобычи 13. В 1921 году в России было добыто 3,8 млн. т, как и в 1890 году. 14. После национализации нефтяная промышленность Советского Союза начала бурно развиваться, дав стране в 1928 г-12,1 млн. т, в 1938 г.-27,3 млн. т нефти. 15. В 1941-45 гг. добыча нефти замедлилась в связи с выбытием из строя нефтепромыслов Северного Кавказа. 16. В послевоенные годы добыча нефти стала возрастать еще более высокими темпами. В 1950 г. страна получила свыше 35 млн. т нефти, в 1956 г.-83,8 млн. т, в1968 г.-309 млн. т, в 1976 г.-520 млн. т, в 1980 г.-603млн.т нефти.

Основные регионы нефтедобычи Западная Сибирь. 2. Урало-Поволжье. 3. Северный Кавказ. 3. Тимано-Печорская провинция. 4. Площади Арктического и Дальневосточного шельфа. 5. Российская часть Прикаспийской впадины. 6. Восточная Сибирь с Республикой Саха.

СВОЙСТВА НЕФТИ Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти черного) цвета (хотя бывают экземпляры даже изумрудно-зелёной нефти). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³. Температура застывания от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина Вязкость изменяется в широких пределах от 1 до 400 МПа*с для различных не́фтей, добываемых в России и определяется фракционным составом нефти и ее температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость)

КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН 1 – вертикальная скважина 4 – многоствольная скважина 2 – искривленная скважина 5 – двухустьевая скважина 3 – горизонтальная скважина

ПРОФИЛЬ СКВАЖИНЫ

КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН обсадные колонны 1- направление, D=250-1250мм h = 5 -20 м (100-450м) 2 – кондуктор D=177-508мм h = 100 -500 м 3 – промежуточная (техническая колонна) D=127 - 340 мм h = 1000 -4000 м 4 – потайная (хвостовик) перекрытие с предыдущей на100м 5 – летучка несвязана с другими колоннами 6 – эксплуатационная колонна D=140 -220 мм h = 2000 -7000 м

Схема нефтепромысла

Схема компоновки комплекса подземного оборудования для фонтанных нефтяных и газовых скважин 1 – фонтанная арматура; 2 – ниппель для опресовочного клапана; 3 – телескопическое соединение; 4 – ингибиторный клапан; 5 – циркуляционный гидравлический клапан; 6 – циркуляционный механический клапан; 7 – разъединитель колонны; 8 – пакер; 9 – ниппель для клапан отсекателя; 10 – клапан-отсекатель с замком; 11 – ниппель для приёмного клапана; 12 – башмачный клапан.

Назначение: - Подъем на поверхность жидкости или газа - Подача в скважину жидкости или газа - Подвески в скважине оборудования - Проведение в скважине ремонтных, в том числе бурильных работ

НКТ

Муфта НКТ с уплотнительным пояском

НКТ гладкие

Механические свойства сталей для НКТ

Резьбы для НКТ

Труба насосно-компрессорная термоизолированная типа ТТ-89/50 1 — изоляция экранно-вакуумная; 2 – труба внутренняя; 3 - труба наружная; Техническая характеристика термоизолированных труб типа ТТНК Диаметр НКТ, мм 89 и 114 Диаметр внутреннего прохода, мм 50 и 74 Марка стали 30Г2С Группа прочности Л Тип резьбы трапециевидная Тип изоляции экранно-вакуумный Термическая теплопроводность Вт/м 0,0026 при 343°С (от наружной поверхности трубы)

Глубина скважины, м 1 200-1400 Рабочая температура теплоносителя, °С 343 Рабочее давление, МПа 16 Потери тепла на 1 000 м, °С 23-27 Рабочая среда горячая вода, перегретый пар,высокотемпературный влажный пар, парогаз. НЕДОСТАТКИ: Меньше допускаемые осевая нагрузка и внутреннее давление. В местах соединения теплоизоляция недостаточная. С течением времени теплоизоляция снижается.

ТК 114-73-350

НЕДОСТАТКИ: Меньше допускаемые осевая нагрузка и внутреннее давление. В местах соединения теплоизоляция недостаточная. Внутренний габарит существенно снижен. Теплоизоляция не высокая.

Скважинные уплотнители ПАКЕРЫ Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте. Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300…400°С. По восприятию перепада давления пакеры подразделяются: ПВ – усилие направлено от перепада давления вверх; ПН – усилие направлено от перепада давления вниз; ПД – двустороннего действия .

Уплотнительные элементы

Фонтанная эксплуатация

Фонтанный способ эксплуатации скважин 1. Пакер 2. Фонтанная арматура 3. Трубопровод для оттока нефти в хранилище 4. кондуктор 5. Цемент 6. Техническая обсадная колонна 7. Эксплутационная обсадная колонна 8. Насосно-компрессорная колонна 9. Извлекаемый флюид

Фонтанная эксплуатация Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназначена: - для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирования подачи скважины контроля за работой скважины. Елки делятся на тройниковые и крестовые. Фонтанная елка состоит: 1 – манометр 2 – вентиль 3 – фланец под манометр 4 - запорное устройство 5 – тройник (крестовина) 6 – штуцер (дроссель) 7 - катушка или переводник 8 – отвод 9 - крестовина

Фонтанные елки

Тройниковая арматура Тройниковая фонтанная арматура 1-крестовина; 2,4-переводные втулки; 3-тройник; 5 -переводная катушка; 6-центральная задвижка; 7-задвижка; 8-штуцеры; 9-буферная заглушка; 10-манометр; 12-задвижка; 11-промежуточная задвижка; 13-тройник; 14-буферная задвижка

Крестовая арматура Фонтанная крестовая арматура высокого давления 1 - вентиль; 2 - задвижка; 3 - крестовина; 4 - катушка для подвески НКТ; 5 - штуцер; 6 - крестовины ёлки; 7 - буфер; 8 - патрубок для подвески НКТ; 9 - катушка

Фонтанная арматура Шифр фонтанной арматуры в зависимости от ее схемы, конструкции, способа управления задвижками, условного прохода, давления, климатического исполнения и коррозионностойкости может включать от девяти и более буквенных и цифровых обозначений. Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846 – 84 ) условно представляется в виде АФХ1Х2Х3 – Х4  Х5Х6Х7 где А – арматура; Ф – фонтанная; Х1 – конструктивное исполнение: Х2 – номер схемы арматуры: при двухрядной концентричной подвески к номеру схемы добавляется буква «а»;

Фонтанная арматура Х3 – способ управления задвижками: вручную – без обозначения; дистанционно и автоматически – В; автоматически – А; Х4 – условный проход в мм по ГОСТ 13846 –74. Когда условные проходы ствола елки и ее боковых труб отличаются, цифровое обозначение указывают через дробь; Х5 – рабочее давление в МПа; Х6 – климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69: для умеренной климатической зоны – без обозначения; для умеренной и холодной климатических зон – ХЛ; Х7 – исполнение по коррозионностойкости: для обычных сред – без обозначения; для сред, содержащих: до 6% СО2 – К1 ; до 6% Н2S и СО2 – К2 ; до 25% Н2S и СО2 – К3 .

Фонтанная арматура

Запорные устройства Запорные устройства фонтанной арматуры изготавливаются трех типов: пробковые краны со смазкой по ТУ 26-14-24-77; задвижки прямоточные со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым шибером по ТУ 26-16-45-77; задвижки прямоточные со смазкой ЗМАД с двухпластинчатым шибером по ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа». Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом. По условиям эксплуатации в зависимости от состава скважинной среды запорные устройства изготавливаются в трех исполнениях: для нефти, газа и газоконденсата с содержанием Н2S и СО2 до 0,003% по объему каждого; Н2S и СО2 до 6% по объему каждого; СО2 до 6% по объему. Задвижки и краны применяются в стволовой и отводящей части фонтанной арматуры. Перед манометрами устанавливаются вентили.

Пробковый кран Пробковый кран со смазкой типа КППС - 65х14 1-корпус; 2-рукоятка; 3-толкатель; 4,11-грунд буксы; 5-шпиндель; 6-втулка; 7- кулачковая муфта: 8-коническая пробка: 9-крышка; 10-манжеты; 12-винт.

Пробковые краны Краны работают следующим образом рукояткой 8 через кулачки шпинделя 7 и прорезь пробки 6 поворачивают пробку в необходимое положение. Проседание пробки в корпусе 1 регулируется на заводе-изготовителе винтом 4, закрепленным в крышке 3 так, чтобы между пробкой и корпусом был зазор. Вся полость крана заполнена специальной смазкой. Вращением болта 9 через клапан 10 с пружинной 12 из шпинделя может быть подана дополнительная порция смазки. Необходимо следить за наличием смазки в полости крана и через три-пять операций закрывания и открывания добавлять смазку, чтобы избежать закливания пробки. Заклиненную пробку можно отжать болтом 9 через детали 10 и 11, отвернув предварительно винт 4, уплотненный манжетой 5.

Пробковые краны Пробковые краны со смазкой выгодно отличаются от задвижки. Для его открывания или закрывания достаточно повернуть пробку 2 на 90о. Уплотнительные поверхности крана покрыты смазкой и не омываются потоком среды. Техническая характеристика кранов КППС-6514 и КППС-6514ХЛ: Условный проход, мм 65 Рабочее давление, МПа 14 Габаритные размеры, мм: длина 350 ширина 205 высота 420 Масса в собранном виде, кг 53

Схема прямоточной задвижки

Шиберные задвижки Состав задвижки: 1 - шибер; 2 - пластина направляющая; 3 - седло; 4 - корпус; 5 - кольцо; 6 - шток; 7 - пакет уплотнений; 8 - маховик; 9 - указатель; 10 - корпус подшипников; 11 - крышка; 12 - масленка; 13 - кольцо.

Шиберные задвижки Технические характеристики задвижки шиберной Задвижка шиберная применяется в качестве запорного устройства для установки в устьевую фонтанную арматуру или трубопровод и служит для полного перекрытия потока рабочей среды. Основные особенности шиберной задвижки: -уплотнение затвора - "металл-металл"; -уровень качества по API-6A - PSL-1, PSL-2, PSL-3; -материал исполнения по API-6A (NACE MR-01-75) - от AA до FF; -классы температур окружающей среды - К (от -60 до +82 °С) и L (от -46 до +82 °С).

Штуцер нерегулируемый 1 – фланцы 2 – уплотнения фланцев 3 – калиброванная втулка 5 – корпус штуцера

Штуцер (дроссель) регулируемый

Штуцер (дроссель) регулируемый В этом штуцере струя нефти или газа изменяет свое направление на 90°. Проходное сечение штуцера создается между иглой – наконечником 3 и втулкой штуцера 2. Изменение сечения производится вращением маховика 6. Величину открытия штуцера указывает стрелка на штоке 5, перемещающаяся по шкале стойки 4. Корпус штуцера присоединяется к отводу фонтанной арматуры с помощью резьбы или фланцевого соединения

Газлифтная эксплуатация Газлифтная эксплуатация заключается в подаче в скважину газа в таком количестве, чтобы вес столба смеси жидкость +газ был меньше, чем пластовое давление Газ может подаваться в скважину с поверхности с помощью компрессоров и системы подготовки газа или использовать газ пласта , который вскрывает нефтяная или газовая скважина

Центробежный компрессор

Схема газлифтной установки 1-выкидная линия 2-клапан 3-камера пускового клапана 4-камера рабочего клапана 5-рабочий клапан 6-посадочный узел 7-пакер 8,9,10,11-клапан отсекатель

Клапаны газлифтные: а, б — управляемого давлением нагнетаемого в скважину газа; в, г — управляемого давлением газожидкостной смеси в колонне подъемных труб; а, в — клапан в закрытом положении; б, г — клапан в открытом положении; .7 — узел зарядки; 2 — кожух; 3 — сильфон; 4 — шток; 5 — седло; 6 — корпус седла; 7 — обратный клапан; 8 — дроссель

Конструкции газлифтных клапанов типа Г а - Г-20Р; б - Г-25Р; е- 1Г-25Р;г-Г-38Р; д - Г-20; е - Г-25; ж:— 1Г-25;з-Г-38: 1 — штифт; 2 — втулка; 3 — пружина; 4 — фиксатор; 5 —зарядное устройство; 6 — золотник; 7 — сильфонная камера; 8— кожух; 9— шток; 10 — набор манжет; 11 — 12 — обратный клапан; 13— цанга; 14— втулка; 15— дроссель

Скважинные камеры типа К а - К; б - КН; в – КТ 1 - наконечник; 2- рубашка; 3- карман; 4- газоотводящий патрубок; 5- направляющая оправка; а- перепускные отверстия

Газлифтные оправки с боковым размещением газлифтного клапана 1, 7 — патрубки; 2 — переводник; 3 — карман для газлифтного клапана; 4 — газлифтный клапан; 5 — упор; 6 — контргайка

ПЛУНЖЕРНЫЙ ЛИФТ

Оборудование для насосной эксплуатации скважин. Фонтанный и газлифтный (компрессорный и бескомпрессорный) способы добычи нефти эффективны при достаточной пластовой энергии и значительном газовом факторе. По мере разработки месторождения пластовая энергия истощается, увеличивается обводненность добываемой жидкости, уменьшается относительное содержание газа в отбираемой смеси. Уровень отбираемой жидкости в скважине снижается. Фонтанный способ добычи нефти становится невозможным, а компрессорный — неэффективным, и тогда они сменяются насосным способом добычи нефти. Для добычи нефти используются штанговые и бесштанговые насосы. Штанговые насосы имеют наземный (поверхностный) привод, скважинный насос и длинную связь между ними, которая представляет собою колонну, составленную из металлических штанг. Бесштанговые насосы имеют скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидроприводе).

Оборудование для эксплуатации скважин установками электроприводных центробежных насосов УЭЦН Нефтедобывающая промышленность постоянно нуждается в насосах для отбора из скважин большого количества жидкости. Наиболее приспособлены для этих целей динамические лопастные насосы. Из лопастных насосов наибольшее распространение получили насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они создают достаточно больший напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса, имея при этом приемлемые КПД и надежность. Скважинный центробежный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю, располагаемому в скважине рядом с НКТ. Установка привода непосредственно около насоса позволила просто решить задачу передачи энергии от привода к скважинному насосу и использовать насосы большой мощности.

Широкое применение скважинных электроприводных центробежных насосов (ЭЦН) обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважин установки ЭЦН наиболее экономичны и наименее трудоемки при обслуживании по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. В этой области работы к. п. д. ее достаточно высок (до 0,35). Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению.

При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ, системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года. Применение новых конструктивных разработок, а также усовершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5 –2 раза.

Состав узлов установки ЭЦН и их расположение приведены на рисунке Скважинный насос является многоступенчатым и имеет от 80 до 500 и более ступеней. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Погружной электродвигатель — маслозаполненный, герметизированный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости имеется узел гидрозащиты. Вал двигателя соединен с валом гидрозащиты и через него с валом насоса. При применении асинхронных электродвигателей валы имеют частоту вращения 2800—2950 мин-1. Установки, предназначенные для откачки жидкости с повышенным содержанием газа, комплектуются газосепараторами или диспергаторами.

Схема оборудования устья скважины при эксплуатации ее ЭЦН 1- колонная головка; 2 – колонна НКТ; 3 – уплотнение; 4 – кабель; 5 – крышка; 6 - боковой отвод; 7- обратный клапан.

Узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважины Наиболее распространенным способом уплотнения кабелей в устьевой арматуре скважин является их заделка с помощью резиновых сальниковых уплотнителей (шайб). Варианты узлов заделки кабеля показаны на примере переводников (так называемых «катушек») фонтанной арматуры типа АФ . Данные «катушки» предназначены для эксплуатации в интервале температур от -60 до +100 °С. Уплотнение российских кабелей производится по изоляции токопроводящих жил, уплотнение кабелей иностранных фирм — по оболочкам жил или по общим шланговым оболочкам (в зависимости от конструкций кабелей). Данный способ трудоемок и не исключает деформацию изоляции и оболочек жил кабелей. Катушки с кабельным вводом

Ступень ЭЦН 1-направляющий аппарат, 2,4 – кольцевые безлопаточные камеры, 3 – рабочее колесо, 5 – нижняя опорная шайба, 6 – защитная втулка, 7 – верхняя опорная шайба, 8 – вал

РАБОЧЕЕ КОЛЕСО

Модуль-секция насоса 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 1 — головка, 2 — вал, 3 — осевая опора, 4 — верхний радиальный подшипник, 5 — кольцо, 6 — направляющий аппарат, 7 — рабочее колесо, 8 — корпус, 9 — нижний радиальный подшипник, 10 — ребро, 11 — основание

ЭЦН

Конструкции ступеней а—с разгруженным рабочим колесом, б — двухопорная 1-корпус насоса, 2-направляющий аппарат, 3-рабочее колесо

Модуль входной насоса 1 2 3 4 5 6 1-основание, 2-вал,3-втулка подшипника, 4-сетка, 5-защитная втулка,6-шлицевая муфта

Работа ЭЦН

газосепаратор 1-корпус; 2-головка; 3-основание; 4-вал; 5-канал для газа; 6-канал для жидкости; 7-радиальный подшипник; 8-приемные каналы; 9-подпятник; 10-радиальный подшипник; 11-пята; 12-шнек; 13-осевое колесо; 14-сепараторы; 15-втулки подшипников; 16-направляющий аппарат

ГАЗОСЕПАРАТОР

ПЭД 1 — статор, 2 — обмотка статора, 3 — ротор, 4 — втулка подшипника, 5 — головка, 6 — пята, 7 — подпятник, 8 — клапан обратный, 9 — колодка, 10 — основание, 11 — фильтр, 12 — клапан перепускной, 13 — клапан обратный, 14 — крышка кабельного ввода, 15 — крышка верхняя, 16 — муфта шлицевая, 17 — крышка нижняя

пэд

Конструкция протектора гидрозащиты типа Г: 1 — головка, 2 — ниппель верхний, 3 — подшипник, 4 — торцовое уплотнение, 5 — ниппель, 6 — корпус верхний, 7 — диафрагма верхняя, 8 — ниппель нижний, 9 — диафрагма нижняя, 10 — подпятник верхний, 11 — пята, 12 — подпятник нижний, 13 — основание, 14 — клапан обратный, 15 — корпус нижний ГИДРОЗАЩИТА

ГИДРОЗАЩИТА

Компенсатор расположен в нижней части двигателя и предназначен для выравнивания давления в двигателе и пополнения его маслом. Компенсатор состоит из корпуса и каркаса, к которому крепится диафрагма. Полость за диафрагмой сообщена с затрубным пространством отверстиями в корпусе компенсатора. Пробка, расположенная на наружной поверхности компенсатора, предназначена для закачки масла в компенсатор, а внутренне отверстие под заглушку - для выхода воздуха при заполнении его маслом, а также для сообщения полости двигателя и компенсатора. После заполнения маслом компенсатора заглушка должна Конструкция компенсатора гидрозащиты типа Г: 1 — поршень автоматического клапана, 2 — диафрагма

Конструкция кабелей Конструкции кабелей КПБК (круглого), КПБП и КПОБП (плоских) показаны на, а, в, з, где 1 — медная однопроволочная жила; 2 — первый слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 3 — второй слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 4 — подушка из прорезиненной ткани или равноценных заменяющих материалов. В кабеле КПОБП роль подушки выполняет общая оболочка из композиции полиэтиленов высокой и низкой плотностей; 5 — броня из стальной оцинкованной ленты S - образного профиля (для кабеля КПБК) или ступенчатого профиля (для кабелей КПБП и КПОБП).

Некоторые фирмы выпускают кабельные линии не с тремя, а с четырьмя жилами, причем четвертая жила может нести токоведущие провода (например – для передачи информации от скважинных первичных приборов), оптоволоконный кабель (для тех же целей) или быть полой. В последнем случае канал служит для подачи на прием насоса необходимых химических реагентов (ингибиторов коррозии, антиэмульгатор и т.д.). Кабель четырехжильный (с капиллярной трубкой)

Приспособления для крепления и защиты кабеля Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спуско-подъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне НКТ. Простейшими приспособлениями для крепления кабелей к насосно-компрессорным трубам (НКТ) и узлам погружного насосного агрегата УЭЦН являются металлические пояса с пряжками или клямсы. Крепление кабеля-удлинителя к узлам погружного агрегата (погружного насоса, протектора и двигателя) осуществляется в местах, указанных в руководствах по эксплуатации данного вида оборудования; крепление кабеля-удлинителя и основного кабеля к НКТ осуществляется по обе стороны каждой муфты НКТ на расстоянии 200 - 250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты.

Протектор для кабеля Конструкция протектора фирмы «ТехноПротект» 1-насосно-компрессорная труба; 2-пружинная дверца протектора; 3-муфта НКТ; 4-корпус протектора; 5-кабель УЭЦН

Исполнение УЭЦН Скважинный центробежный насос обычного исполнения предназначен для отбора из скважины жидкости: с содержанием воды до 99 % механических примесей и в откачиваемой жидкости должно быть не более 0,01 массовых %(или 0,1 г/л), при этом твердость механических примесей не должна превышать 5 баллов по Моосу; сероводорода – не более 0,001%, по требованиям технических условий заводов-изготовителей, содержание свободного газа на приеме насоса не должно превышать 25 %. Центробежный насос коррозионностойкого исполнения предназначен для работы при содержании в откачиваемой пластовой жидкости сероводорода до 0,125% (до 1,25 г/л). Износостойкое исполнение позволяет откачивать жидкость с содержанием механических примесей до 1 г/л.

Оборудование для эксплуатации скважин установками электроприводных винтовых насосов УЭВН. Практика эксплуатации показала, что винтовые насосы эффективны при осложненных условиях: - высоковязкие нефти - повышенное газосодержание - высокое содержание механических примесей - в искривленных скважинах. Погружные винтовые насосы не изменяют параметры откачки при повышении вязкости по сравнению с другими насосами, (ЭЦН вообще не работают) . УЭВН работают при содержании газа в жидкости до 50%, в то врем как ЭЦН и Штанговые насосы 10-20%. Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400мг/л). В искривленных скважинах угол наклона ствола скважины в месте установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры, а, кроме того, установки ЭВН имеют незначительную длину, что облегчает прохождение скважинного агрегата по наклонно-направленной скважине.

УЭВН Схема погружного одновинтового насоса 1-НКТ, 2-предохранительный клапан, 3,9-приемный фильтр, 4-левая обойма, 5-левый винт, 6,10-шарнирная муфта, 7,8-правая обойма, 11-вал, 12-центробежная кулачковая муфта

ОДНОВИНТОВОЙ СДВОЕННЫЙ НАСОС 1- ОСНОВАНИЕ 2 – ПУСКОВАЯ МУФТА 3 – ОСЕВАЯ ОПОРА 4 – ЭКСЦЕНТРИКОВАЯ МУФТА 5 – НИЖНИЙ ПРЕМНЫЙ ФИЛЬТР 6 – ПРАВЫЙ ВИНТ 7 – ПРАВАЯ ОБОЙМА 8 – ЛЕВЫЙ ВИНТ 9 - ЛЕВАЯ ОБОЙМА 10 – КОРПУС 11 - ВЕРХНИЙ ПРЕМНЫЙ ФИЛЬТР 12 – ЗОЛОТНИКОВЫЙ КЛАПАН 13 – ЛОВИЛЬНАЯ ГОЛОВКА 14 – ШЛАМОВАЯ ТРУБА

Техническая характеристика установок

УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ДИАФРАГМЕННЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Диафрагменные насосы относятся к классу объемных. Они предназначены, в первую очередь, для эксплуатации мало- и среднедебитных нефтяных скважин которые, в настоящее время и в ближайшем обозримом будущем, являются основным фондом нефтяной промышленности России. Насос состоит из гидравлической и приводной части. В гидравлическую часть входит всасывающий и нагнетательный клапаны, гидравлическая полость в которую поступает, а затем вытесняется добываемая жидкость и диафрагма, разделяющая насос на две части. Диафрагма выполняет две функции. Первая - вытеснение добываемой жидкости и вторая - изолирование приводной части от агрессивной добываемой среды. Приводная часть в зависимости от конструктивного исполнения может содержать различные узлы. Ее задачей является создание усилия и его передача на диафрагму. По способу передачи энергии бесштанговые диафрагменные насосы можно разделить на две группы, в первую из которых входят насосы с погружным электроприводом, а во вторую - с поверхностным гидроприводом. В качестве привода в диафрагменных насосах для добычи нефти наиболее часто используется роторный электродвигатель. Были попытки использовать в качестве привода соленоидные (электромагнитные) и линейные электродвигатели, применение которых приводит к значительным упрощениям в трансмиссии.

Конструкция диафрагменного насоса Корпус насоса 1 соединен с электродвигателем 2, вал которого вращает конический редуктор 3. Конический редуктор 3 преобразует вращение вала электродвигателя 2 во вращение горизонтального низкоскоростного кулачкового вала 4. Кулачек набегает на толкатель 5, служащий одновременно плунжером диафрагменного насоса. Возврат толкателя 5 осуществляется при помощи пружины 6. Контроль положения диафрагмы осуществляется при помощи золотникового устройства 7, плунжер которого жестко связан с расположенной в рабочей камере 8 диафрагмой 9. При перемещении диафрагмы 9 выше предельного положения открывается канал 10 и избыток масла сбрасывается в сливную линию. При перемещении диафрагмы 9 ниже предельного положения, она ложится на нижнюю стенку рабочей камеры 8, под ней образуется разряжение и по каналу II рабочая жидкость из сливной линии поступает под диафрагму.

Схема установки скважинного штангового насоса 1-фундамент; 2-рама; 3-электродвигатель; 4-клиноременная передача; 5-кривошип; 6,8-контргруз; 7-шатун; 9-стойка; 10-балансир; 11- механизм фиксации головки балансира; 12- головка балансира; 13- канатная подвеска; 14- полированный шток; 15- оборудование устья скважины; 16- обсадная колонна; 17-колонна штанг; 18- НКТ; 19- скважинный насос; 20- газовый якорь; 21-уплотнение полированного штока; 22- муфта трубная; 23 – муфта штанговая; 24 – цилиндр скважинного насоса; 25- плунжер насоса; 26- нагнетательный клапан; 27- всасывающий клапан

ШГН ВСАСЫВАНИЕ И ПОДЪЕМ ЖИДКОСТИ ПЕРЕХОД ЖИДКОСТИ ИЗ ВСАСЫВАЮЩЕЙ ПОЛОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНУЮ

Общий вид механического балансирного привода СШНУ (станка-качалки) 1 – редуктор; 2 – противовес; 3 – подвеска; 4 – балансир; 5 – опора балансира; 6 – стойка; 7 – опора траверсы; 8 – шатун; 9 – кривошип; 10 – клиноременная передача; 11 – электродвигатель; 12 – рама; 13 – тормоз; 14 – траверса; 15 - головка балансира; 16-фундамент

Станок-качалка типа МАРК 2 1 - ограждение; 2 - шатун; 3- подвеска устьевого штока; 4 - стяжка; 5 - балансир с опорой; 6 - траверса; 7 - винт установочный; 8 - стойка; 9-противовес; 10 - кривошип; 11 - электродвигатель; 12 - шкив ведущий; 13 -плитка поворотная; 14 - рычаг тормоза; 15-рама; 16 - ремень; 17 - шкив ведомый; 18 – редуктор

Станок-качалка с фигурным балансиром 1-редуктор; 2-площадка надредукторная; 3-тормозное устройство; 4-привод; 5-станция управления; 6-рама; 7-ограждение КШМ; 8-КШМ; 9-противовесы; 10-подвеска устьевого штока; 11-стойка; 12-балансир фигурный; 13-механизм отвода балансира; 14-канат; 15-шатун.

Схема безбалансирного станка-качалки 1- рама; 2- стойка; 3 - сальниковый шток; 4 - канатный шкив; 5 - траверса и шатуны; 6 - кривошипы; 7 - редуктор; 8- тормоз; 9 - электродвигатель; 10 -клиноременная передача

Редуктор типа ЦЗНК

Принципиальные схемы гидроприводных станков-качалок

Рис. 8.1. Гидропривод с использованием НКТ в качестве уравновешивающего груза. 1-гидроцилиндр; 2-поршень; 3-шток; 4-трубный гидроцилиндр; 5-полый шток; 6-фальшток; 7-тяги; 8-распределитель; 9-насос; 10-бак; 11-траверса; 12-колонна штанг; 13-НКТ; 14-плунжер; 15-цилиндр насоса; 16-переливной клапан; 17-шланг.

ДСНУ с гидроприводом фирмы «ONAKO – LIDAN» Основные параметры: Мах тяговое усилие 8 тонн; Рабочий ход - до 200 м; Тяговый орган – лента; Скорость – до 1 м/с; Мощность – 45 кВт; Ёмкость барабана – 1500 м; Масса агрегата – 5 т.

Привод типа ЦП60-2,1-0,5/2,5

Кинематическая схема цепного привода СШНУ

Цепные приводы ЦП 60 – 3 -0,5/2,5 Открытого типа производства ОАО «Ижефтемаш» Закрытого типа производства БМЗ

Канатная подвеска устьевого штока: 1—нижняя траверса; 2—плашки каната; 3 — пружина плашек; 4—винт опорный; 5 — верхняя траверса; 6 — плашка штока; 7 — пружина плашек штока; 8 — сальниковый шток; 9 — канат

Сальник устьевой СУС1-73-31: 1 — ниппель; 2 — гайка накидная; 3 — втулка; 4 — крышка шаровая; 5 — крышка головки; 6 — втулка верхняя; 7 — кольцо нажимное; 8, 10 — манжеты; 9 — головка шаровая; 11 — кольцо опорное; 12 — втулка нижняя; 13 — кольцо; 14 — гайка; 15 — тройник; 16 — болт откидной; 17 — палец

Насос типа НВ1Б 1 — замок и уплотнение насоса; 2 — шток; 3 — упор; 4 — контргайка; 5 — переводник плунжера; 6 — цилиндр; 7 — плунжер; 8 — нагнетательный клапан; 9 — всасывающий клапан; 10 — переводник

Насос типа НВ2Б 1-защитный клапан; 2-упор; 3-шток; 4-контргайка; 5-цилиндр; 6-переводник плунжера; 7-плунжер; 8-замковая опора; 9-всасывающий клапан; 10-упорный ниппель с конусом; 11-переводник

Насос типа НН2Б 1 — цилиндр; 2 — шток; 3 — переводник плунжера; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — шток ловителя; 7 — всасывающий клапан; 8 — опора всасывающего клапана; 9 — переводник верхний; 10 — переводник нижний

Насос типа ННАБ 1 — переводник штока; 2 — переводник верхний; 3 — сливное устройство; 4 — шток; 5 — контргайка; 6 — цанговый захват; 7 — сцепляющее устройство; 8 — переводник плунжера; 9 — плунжер; 10 — цилиндр; 11 — нагнетательный клапан; 12 — всасывающий клапан; 13 — переводник нижний

а б в Замковые опоры вставных насосов: а — исполнение М1(манжетная опора); б — исполнение З2(цанговая для насосов типа НВ2); в — исполнение З1(цанговая для насосов типа НВ1)

ЗАМКОВЫЕ ОПОРЫ НИЖНЯЯ НИЖНЯЯ ВЕРХНЯЯ ОПОРА ОПОРА ОПОРА

Виды насосных штанг Насосные штанги, по стандарту АНИ Конструкция стеклопластиковой насосной штанги

ВИНТОВОЙ НАСОС С ПОВЕРХНОСТНЫМ ПРИВОДОМ

ПОВЕРХНОСТНЫЙ ПРИВОД

ДВУХВИНТОВОЙ ПОГРУЖНОЙ НАСОС ЧАСТОТА ВРАЩЕНИЯ от 1500 до 6000об/мин, МАКС. ДАВЛЕНИЕ – 24,1МПа, ПОДАЧА от 24 м3/сут ТЕМПЕРАТУРА ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ – до 350 0С, СОДЕРЖАНИЕ ГАЗА – 98%, СОДЕРЖАНИЕ МЕХ.ПРИМЕСЕЙ – 2,5%

Струйные насосы

Установки для ОРЭ двух объектов при Рпр.н > Рпр.в Однолифтовая установка для ОРЭ двух объектов Двухлифтовая установка для ОРЭ двух объектов Установки разработаны для 146 и 168 мм эксплуатационных колонн

Двухлифтовая установка для ОРЭ с ЦП

ТРАНСПОРТНЫЕ БАЗЫ АГРЕГАТОВ ПРС

КРОНБЛОК Кронблоки: а – исполнение I; б – исполнение II; 1 – ограждение; 2 – шкив; 3 – опора; 4 – ось шкивов; 5 – кожух; 6 – подкронблочная рама

Талевый блок и подъемные крюки

Инструмент ПРС

Оборудование устья скважины при проведении работ с использованием колонны непрерывных труб: 1 – каретка (трубоукладчик) ; 2 – КНТ; 3 – направляющая (гусак); 4 – крепление КНТ; 5 – инжектор (транспортер); 6 – полый вал барабана; 7 – барабан с КНТ; 8 – герметизатор; 9 – секция превентора, перекрывающая; 10 – секция превентора, перерезывающая; 11 – секция превентора, удерживающая; 12 – секция превентора, герметизирующая КНТ; 13 – выкид из колоны резьбовых НКТ; 14 – выкид затрубного пространства 15 – опора транспортера

Агрегаты, смонтированные на двух и более специализированных транспортных средствах Агрегат для работы с колонной гибких труб фирмы “Dreco”: 1 – кабина водителя; 2 – силовой агрегат; 3 – кабина оператора; 4 – барабан с КГТ; 5 – катушки с гибкими шлангами; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортер; 8 – монтажное устройство; 9 – задняя тележка шасси; 10 – раздаточная коробка шасси; 11 – аутригеры.

подъемники