РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И

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

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 X IX 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 300 тыс. т в 1850 г. До 22, 5 млн. т в 1901 году. 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, в 1968 г. -309 млн. т, в 1976 г. -520 млн. т, в 1980 г. -603 млн. т нефти.

Основные регионы нефтедобычи 1. 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 не фтей, 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 -1250 мм h = 5 -20 м (100 -450 м) 2 – кондуктор D=177 -508 мм h = 100 -500 м 3 – промежуточная (техническая колонна) D=127 - 340 мм h = 1000 -4000 м 4 – потайная (хвостовик) перекрытие с предыдущей на 100 м 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 30 Г 2 С 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 АФХ 1 Х 2 Х 3 – Х 4 Х 5 Х 6 Х 7 где А – арматура; Ф – фонтанная; Х 1 – конструктивное исполнение: Х 2 – номер схемы арматуры: при двухрядной концентричной подвески к номеру схемы добавляется буква «а» ;

Фонтанная арматура Х 3 – способ управления задвижками: вручную – без обозначения; дистанционно и автоматически – В; автоматически – А; Х 4 – условный проход в мм по ГОСТ 13846 – 74. Когда условные проходы ствола елки и ее боковых труб отличаются, цифровое обозначение указывают через дробь; Х 5 – рабочее давление в МПа; Х 6 – климатическое исполнение по ГОСТ 15150 69: для умеренной климатической зоны – без обозначения; для умеренной и холодной климатических зон – ХЛ; Х 7 – исполнение по коррозионностойкости: для обычных сред – без обозначения; для сред, содержащих: до 6% СО 2 – К 1 ; до 6% Н 2 S и СО 2 – К 2 ; до 25% Н 2 S и СО 2 – К 3.

Условное Давление, Давлени Диаметр Габариты, мм Масса, обозначение МПа, раб. е, условного кг арматуры МПа, прохода проб. ствола и боковых отводов, мм АФК 1 Э 65 14 28 65 1350 2300 770 АФК 1 65 14 28 65 1700 1650 590 АФК 3 а 65 14 28 65 1845 3030 1200 АФК 1 65 21 42 65 1520 762 1570 956 АФК 3 а 65 21 42 65 1520 762 2535 1324 АФК 3 65 21 К 1 21 42 65 1818 770 2675 1291 АФК 6 100 21 ХЛ 21 42 100 3140 1150 2840 4100 АФК 4 65 35 70 65 1500 790 3010 1468 АФК 1 65 35 70 65 1520 762 1945 1089 АФК 6 100 35 К 1 35 70 100 3300 1150 2920 4535 АФ 6 а. В 80/50 70 105 80/50 3040 1280 4410 АФ 6 А 80/50 70 К 2 70 105 80/50 8275 1280 3700 АФ 6 А 80/50 70 К 3 70 105 80/50 3320 1250 4410

Фонтанная арматура

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 Н 2 S и СО 2 до 0, 003% по объему каждого; Н 2 S и СО 2 до 6% по объему каждого; СО 2 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 65 х14 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 со смазкой выгодно отличаются от задвижки. Для его открывания или закрывания достаточно повернуть пробку 2 на 90 о. Уплотнительные поверхности крана покрыты смазкой и не омываются потоком среды. Техническая характеристика кранов КППС 65 14 и КППС 65 14 ХЛ: 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 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"; уровень качества по API 6 A PSL 1, PSL 2, PSL 3; материал исполнения по API 6 A (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). Технические характеристики задвижки шиберной Проходное Рабочее давление, МПа (psi) сечение, мм 14 21 35 (5000) 70 (10 105 (15 (дюйм) (2000) (3000) 000)* 52 (2 1/16) + + + + 65 (2 9/16) + + + + 78 (3 1/8) + + + 103 (4 1/14) + + + + 152 (7 1/16) + +

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 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

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 положе нии; . 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 20 Р; б - Г 25 Р; е 1 Г 25 Р; г Г 38 Р; д - Г 20; е - Г 25; ж: — 1 Г 25; з Г 38: 1 — штифт; 2 — втулка; 3 — пружи на; 4 — фиксатор; 5 —зарядное устройство; 6 — золотник; 7 — сильфонная ка мера; 8— кожух; 9— шток; 10 — набор манжет; 11 — 12 — обратный кла пан; 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 клапа на; 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

пэд

ГИДРОЗАЩИТА Конструкция протектора гидрозащиты типа Г: 1 — головка, 2 — ниппель верхний, 3 — подшипник, 4 — торцовое уплотнение, 5 — ниппель, 6 — корпус верх ний, 7 — диафрагма верхняя, — ниппель нижний, 9 — 8 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 заме няющих материалов. В кабеле КПОБП роль подушки выполняет общая оболочка из композиции полиэтиленов высокой и низкой плотностей; 5 — броня из стальной оцинкованной ленты S образного про филя (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 «Техно. Протект» 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 400 мг/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 Показатель УЭВН 5 - УЭВН 5 - 16 -1200 25 -1000 63 -1200 100 -1000 100 -1200 200 -900 Подача, м 3/сутки 16 25 63 100 200 Давление, МПа 12 10 12 9 Напор, м 1200 1000 1200 1000 1200 900 Рекомендуемая рабочая часть: 16— 22 25 -36 63— 80 100— 150 200— подача, м 3/сутки 250 давление, МПа 12— 6 10— 4 12— 6 10— 2 12— 6 9— 2, 5 Мощность электродвигателя, 5, 5 22 32 к. Вт КПД погружного агрегата, % 38, 6 40, 6 41, 4 45, 9 46, 3 49, 8 Габаритные размеры погружного 117 117 агрегата (насос, электродвигатель с гидрозащитой), диаметр, мм Длина, мм 8359 11104 13474 13677 Масса погружного агрегата, кг 341 342 546 556 697 713

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 – 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 ба лансир с опорой; 6 траверса; 7 винт установочный; 8 стойка; 9 про тивовес; 10 кривошип; 11 электродвигатель; 12 шкив ведущий; 13 плитка поворотная; 14 рычаг тормоза; 15 рама; 16 ремень; 17 шкив ведомый; 18 – редуктор

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. Станок качалка с фигурным балансиром

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