Госник

2 Навернуть муфту на выходную часть насоса.

3 Ввернуть специальную штангу в муфту.

4 Завернуть ниппель стопорный на гидравлическую часть насоса.

5 Присоединить специальную штангу посредством муфты к колонне штанг.

6 Опустить весь груз колонны до упора винта о ниппель упорный - сделать отметку у катушки "Нулевой вес штанг".

7 Приподнять колонну штанг, пока не появится полная нагрузка от штанг, этим обеспечивается натяжение колонны штанг, поставить отметку на штанге у катушки -"Вес колонны штанг".

8 Поднять колонну штанг на нужный размер регулировки, который зависит от типа (модели) насоса, сделать отметку на штанге, у катушки -"Рабочая точка".

Монтаж сальникового превентора осуществляется путем ввинчивания в муфту, приваренную на колонной головке, и фиксация с помощью контргайки. Вращатель крепится на сальниковом превенторе по фланцевому соединению. На вращателе устанавливается электродвигатель.

Подбор мощности привода определяется следующими параметрами: 1 Теоретическая производительность насоса (в м/с),

где е - значение эксцентриситета между центром сечения винта и статора, м; D- диаметр сечения винта, м; Т- шаг двухзаходного винта, м; n - частота вращения винта, мин- .

2 Фактическая производительность насоса

где - объемный КПД насоса.

3 Мощность, подводимая к валу насоса (в кВт),

где Q - производительность насоса, м3/сут; Н - напор столба жидкости, м; рж - плотность жидкости, кг/м3; g- ускорение

свободного падения, м/с ; - общий КПД насоса. 4 Общий КПД насоса

38. Конструктивная схема диафрагменного насоса и принцип его действия. Область применения, досто-инства и недостатки.

Обозначение установки УЭДН5-12,5-800 ВП 00-1,6 расшифровывается следующим образом: У—установка; ЭДН5-12.5-800— типоразмер электронасоса; Э—привод от погружного электродвигателя; Д—диафрагменный; Н—насос; 5 — номер группы электронасоса для использования в скважинах с внутренним диаметром колонны обсадных труб не менее 121,7 мм; 12,5— подача, м3/сут; 800—напор, развиваемый электронасосом, м; ВП 00—вариант поставки; 1,6—верхний предел измерения манометра электроконтактного, МПа.

Установки погружных диафрагменных электронасосов предназначены для перекачивания пластовой среды, состоящей из смеси нефти, воды и газа. Содержание пластовой воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальное массовое содержание твердых частиц 0,2 %; максимальное объемное содержание нефтяного газа на приеме насоса 10%; водородный показатель пластовой воды рН 6,0—8,5; максимальная концентрация сероводорода 0,01 г/л. Рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90 °С.

Достоинства 1 незначительная зависимость подачи от давления

2 равномерная подача

3 малая металлоемкость

4 простота обслуживания Недостатки

1 низкий межремонтный период

2 малая подача

3 малая надежность отд. узлов редуктор, клапанная система, диафрагма

Погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5 выполнен в виде вертикального моноблока, включающего четырехпо-люсный асинхронный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной. Эти узлы расположены в общей камере, заполненной маслом и герметично изолированной от перекачиваемой среды резиновыми диафрагмой (в верхней части) и компенсатором (в нижней части).

В контакт с перекачиваемой жидкостью вступают только всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные в головке над диафрагмой. Головка соединяется резьбой с корпусом. Насосная часть присоединяется к электродвигателю при помощи цилиндрического стакана, который монтируется после завершения сборки электронасоса. В головке установлены три токоввода, соединяемые дополнительным штеккерным разъемом с выводными концами обмотки статора электродвигателя. Сетка предохраняет газосепаратор и всасывающий клапан от попадания крупных частиц. Патрубок и муфта служат для монтажа электронасоса на устье скважины и соединения его с HKТ. Трубка защищает нагнетательный клапан от осаждения песка.

39. Основные гидравлические схемы установок гидропоршневых насосов (ГПН). Рабочая жидкость для привода ГПН. Достоинства и недостатки.

Установки гидропоршневых насосов Назначение и комплектность оборудования установки Блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) предназначены для добычи нефти из 2—8 кустовых наклонно-направленных скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн 117,7—155,3 мм. Установки можно применять для добычи нефти плотностью 870 кг/м3, содержащей до 99% воды, до 0,1 г/л механических примесей, до 0,01 г/л сероводорода, при температуре пласта до 120 °С. Установки изготовляют в климатическом исполнении У, ХЛ. Пример условного обозначения установки при заказе: установка гидропоршневых насосов УГН25-150-25, где УГН—установка гидропоршневых насосов; 25— подача одного гидропоршневого агрегата, м3/сут; 150—подача установки суммарная, м3/сут; 25—давление нагнетания гидропоршневого агрегата при заданном давлении нагнетания рабочей жидкости, МПа. Установка УГН состоит из скважинного и наземного оборудования. Принцип действия установки основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением по специальному каналу в гидравлический забойный поршневой двигатель возвратнопоступательного действия, пре образующий эту энергию в возвратно-поступательное движение жестко связанного с двигателем поршневого насоса. Скважинное оборудование включает в себя гидропоршневой насосный агрегат, размещенный в нижней (призабойной) части обсадной колонны, систему каналов, по которым подводится рабочая жидкость, отводится добытая и отработанная жидкость; устьевую арматуру и вспомогательные устройства: ловильную камеру, мачту с подъемным устройством и переключателем потока рабочей жидкости. В состав наземного оборудования входят устройства для подготовки рабочей жидкости, насосы высокого давления, распределительная гребенка, которая служит для направления рабочей жидкости под заданным давлением с требуемым расходом к гидропоршневым насосным агрегатам, силовое и контрольно-регулирующее электрооборудование. Достоинства: Использование гидропривода позволяет при небольшом давлении силового насоса применить погружной насос с высоким рабочим давлением или при небольшом расходе рабочей жидкости—с высокой подачей. Это достигается возможностью изменения в определенном диапазоне отношения эффективных площадей насоса и гидродвигателя (n) установкой поршней разного диаметра как в насосе, так и в гидродвигателе. При n> 1 насос имеет повышенную подачу, при n<1—повышенное давление.

1-ОК 2-Пакер 3-Всасывающий клапае 4-Замковое устройство 5-погружной агрегат 6-Колонна НКТ 102мм 7-Колонна НКТ 73мм 8-Регулирующий клапан 9-Трап 10-Резервуар 11-Силовой насос

1-Силовой насос 2-Емкость 3-Аккумулятор давления 4-золотниковое устройство 5-ОК 6-Колонна НКТ 7-Гидродвигатель 8- Погружной насос

9-Пакер 10-Всасывающий клапан 11-Посадочный конус 12Уплотнения

Рисунок - Схема гидропоршневого агрегата: 1 — колонна НКТ; 2 — гидропоршневой насос; 3 — золотник; 4 — седло насоса; 5 — поршень двигателя; 6 — узел распределения; 7 — поршень насоса; 8 — сбрасываемый клапан; 9 —пакер.

Установки УГН выполняются по схеме с открытой циркуляцией рабочей жидкости (ОРЖ), имеющей простейшее конструктивное исполнение и один ряд НКТ — пакерное устройство, позволяющее использовать в качестве канала кольцевое пространство между колонной НКТ и обсадной колонной. Смесь добытой и отработанной жидкостей поступает в систему емкостей, где происходит отделение газа, воды, механических примесей, а оставшаяся часть смеси—на прием силового насоса и в коллектор продукции. При герметизированной однотрубной системе нефтепромыслового сбора нефти и газа отсепарированный газ направляется в тот же коллектор.

Для улучшения смазывающих свойств рабочей жидкости, борьбы с коррозией, ускорения дегазирования и деэмульсации, в поток жидкости с помощью специального дозировочного насоса, входящего в состав наземного оборудования, добавляют присадки, химические реагенты, ингибиторы.В качестве силовых насосов используют трехили пятиплунжерные насосы высокого давления.

Рабочая жидкость, выходящая из газосепаратора, перед поступлением на прием силовых насосов проходит через гидроциклонный аппарат, где происходит отделение механических примесей в поле центробежных сил.

Очищенная от газа, воды, механических примесей рабочая жидкость под высоким давлением направляется на гребенку для распределения по напорным наземным трубопроводам, а затем—в оборудование устья скважин, откуда при положении устьевого переключателя «работа»—в НКТ и далее в ГН, приводя его в действие.

Гидропоршневой насосный агрегат представляет собой прямодействующий гидравлический насос, управление гидродвигателем которого осуществляется золотниковым устройством. Этот агрегат состоит из собственно гидропоршневого свободно сбрасываемого насоса, посадочного седла и сбрасываемого обратного клапана. Конструкцией ГН определяются основные параметры установки: подача, давление, расход рабочей жидкости, рабочее давление, к. п. д., глубина спуска в скважину, размер и конструкция лифта, надежность.ГН включает поршень насоса, жестко соединенный силовым штоком с поршнем двигателя, управляющее золотниковое устройство и клапаны — всасывающий и нагнетательный. Рабочая жидкость поступает в одну из полостей двигателя, создавая усилие, увлекающее поршень двигателя и соответственно поршень насоса вверх или вниз. При подходе поршня двигателя к крайнему положению золотник под механическим или гидравлическим воздействием поршня двигателя перемещается в противоположное положение, меняя направление движения рабочей и отработанной жидкостей в гидродвигателе. Это приводит к изменению

направления поршневой группы. Насос, совершая возвратно-поступательное движение, откачивает жидкость из пласта через всасывающий и нагнетательный клапаны.

Достоинства Высокий КПД Простота управления и обслуживания Высокий уровень унификации Возможность эксплуатации в искривленных скважинах

Возможность извлечения нефти с больших глубин Предпочтительное применение на морских месторождениях. К недостаткам гидропоршневых установок относится необходимость около каждой скважины устанавливать емкости для рабочей жидкости и специального силового насоса. Недостаточная прочность труб является основным фактором, ограничивающим глубину спуска гидропоршневых насосных агрегатов

40. Технические характеристики самоходных подъемных агрегатов для текущего и капитального ремонта скважин. Расчет потребной мощности и степени использования.

Для безвышечного проведения ПРС используются следующие самоходные агрегаты: А-50У; Азинмаш-37А; Азинмаш-43А; Бакинец-3М. А-50У используется при КРС.

Техническая характеристика

Кинематическая схема должна обеспечивать проведение следующих операций:

СПО труб и штанг, Спуск и подъем инструмента при очистке скважины, Подъем и спуск инструмента при разбуривании песчаных и цементных пробок, Приведение в действие ротора при бурении, Спуск и подъем желонки (труб), Проведение ловильных работ, Перемещение тяжести на поверхности и проведение вспомогательных операций при помощи дополнительных катушек на лебедке.

Конструктивные требования, предъявляемые к агрегатам:

Конструкция лебедок и мачт должна обеспечивать возможность их размещения на транспортной базе. Скорости подъема груза должны регулироваться в широком диапазоне. Основные узлы должны быть монтажеспособными и ремонтоспособными. Лебедки должны иметь надежную тормозную систему механического и гидравлического действия. Барабаны лебедок должны быть оборудованы храповым механизмом. Лебедки от привода должны включаться при помощи фрикционных муфт. Емкость и конструкция барабана лебедки должна обеспечивать наматывание каната до 2000 м различного диаметра. Все точки трения должны легко и быстро смазываться. Лебедка должна иметь шпилевую катушку. Управление подъемников должно осуществляться с общего пульта. Коробка скоростей должна иметь устройство против самовключения. Вышка или мачта должна надвигаться и подниматься автоматически. Расположение центра подъемника должно обеспечивать его устойчивость при перемещении по дороге с углом наклона не более 200. Детали и узлы подъемника должны быть максимально унифицированы. Транспортируемое оборудование и инструмент необходимо компактно разместить на транспортной базе.

Вышка или мачта не должны ухудшать проходимость и маневренность подъемника. Конструкция агрегата должна обеспечивать его быстрый монтаж и демонтаж на скважине.

Мощность двигателя подъемника, необходимая для подъема груза (колонна труб + вес подвижных частей талевой системы):

где N — мощность двигателя подъемника в Вт; р — вес поднимаемого груза и подвижных частей талевой системы в Н; т — масса груза в кг; g — ускорение свободного падения, в расчетах можно принимать g=10 м/с2); v — скорость подъема крюка в м/с, D — диаметр барабана лебедки с навитым канатом в м.; n — частота вращения барабана лебедки в об/мин; а — число струи оснастки) ; — к. п. д. установки, равный произведению К. п. д. отдельных узлов и кинематических пар подъемника и талевой системы к. п. д. одной пары шестерен 0,97; (цепной передачи — 0,96; одного вращающегося шкива талевой системы +0,96—

0,97).

Величина поднимаемого груза при подъеме труб уменьшается с каждой поднимаемой трубой. Чтобы сохранить условие N=const, необходимо с каждой отвинчиваемой трубой (коленом) увеличивать соответственно и скорость подъема v, т. е. теоретически иметь коробку скоростей с соответствующими передачами. Число передач равно числу поднимаемых из скважины труб.

На практике правильное использование мощности и скоростей подъемника достигается такой оснасткой талевой системы, при которой при наибольшей нагрузке на крюк данную полную колонну труб можно было бы поднимать на первой скорости подъемника. Переход на следующую высшую скорость осуществляется тогда, когда двигатель подъемника будет способен преодолеть оставшуюся нагрузку на этой высшей скорости.

При такой системе работы в процессе подъема используются все скорости подъемника и продолжительность подъема труб будет минимальной.

Установка насосная УНБ1-400 400.

Предназначена для нагнетания различных неагрессивных жидкостей при цементировании, гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации, промывке песчаных пробок и других промывочно-продавочных работах в нефтяных и газовых скважинах, расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Установка представляет собой технологическое оборудование, смонтированное на шасси автомобиля, и состоит из плунжерного насоса высокого давления с одноступенчатым редуктором с приводом от двигателя В2-500АВ-СЗ через коробку передач типа 4КПМ, водоподающего насоса с приводом от тягового двигателя автомобиля КрАЗ-250 через коробку отбора мощности, мерного бака, манифольда, вспомогательного трубопровода (рис.). Управление установкой—ручное с пульта оператора на раме установки.

Техническая характеристика установки приведена ниже.

Наибольшее число двойных ходов плунжера в минуту . . .250

Основные требования к оборудованию:

необходимость получения больших давлений и расходов

подача в скважину абразивно-действующих агентов

подача в скважину вязких жидкостей до 1000 сСт

получение раствора песка различной концентрации

транспортирование и подача жидкости на прием в насосные агрегаты

контроль за проведением процесса

42. Механизм и инструмент для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и штанг. Кинематические схемы и характеристики механических ключей и их комплектующих инстру-ментов.

Механический ключ универсальный предназначен для механизации операций по захвату, свинчиванию, развинчиванию, удержанию на весу, освобождению и поддержанию колонны НКТ при текущем и капитальном ремонте скважин, эксплуатируемых всеми видами оборудования. 1- разрезной спайдер; 2-стойка; 3- водило; 4-электродвигатель; 5-редуктор; 6-зажим; 7-поворотный узел; 8-кронштейн

Ключ

трубны й КТГ предназ начен для передач

и

крутящ его момента с водила

автомата на трубу и состоит из рукоятки и створки, шарнирно соединенных с челюстью при помощи пальцев. При надевании ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца И под действием пружины плотно прижимается сухарем к трубе.

1- сухарь; 2 – створка; 3 – рукоятка; 4 – челюсть.

Ключ стопорный КСМ предназначен для удержания колонны труб от проворачивания при отвинчивании или завинчивании трубы. Ключ состоит из челюстей, соединенных шарнирно при помощи пальца,двух защелок и сухаря. Под воздействием пружины одна защелка замыкает ключ при его насаживании на трубу, вторая — предотвращает самооткрывание ключа.

Эксцентричная расточка внутренней поверхности челюсти обеспечивает заклинивание сухаря между трубой и челюстью, чем обеспечивает захват.

При ручном свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных труб применяют цепные и шарнирные ключи. Шарнирные ключи имеют ряд преимуществ перед цепными: они легче, удобно надеваются и снимаются с трубы, не повреждают ее.

43. Скважинные уплотнители (пакеры). Классификация пакеров. Конструктивные схемы механических и гидравлических пакеров и их характеристика.

Предназначены для уплотнения кольцевого пространства и разобщения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин. Они работают в условиях воздействия высоких перепадов давлений, больших механических нагрузок и в различных термических и коррозионных средах. Поэтому конструкции пакеров должны обеспечивать эффективную и надежную работу в условиях эксплуатации.

Классификация В основу классификации положено два вида признаков. Первый из них раскрывает конструктивные особенности, принцип действия пакеров, показывает их потенциальные возможности, второй признак характеризует внешние особенности, общие для многих пакеров (табл. 1).

По конструктивным схемам и принципу действия пакеры разделены на следующие типы:

СВ - пакеры, в которых сжатие уплотнительных элементов происходит под действием внешних сил; СУ - пакеры сжатия, работающие под действием упругих сил; НД - надувные пакеры.

К пакерам типа СВ отнесены пакеры, герметизация кольцевого зазора которых осуществляется вследствие осевого сжатия уплотнительного элемента, представляющего собой набор втулок.

Отличительной особенностью пакеров СУ является то, что диаметр их уплотнительного элемента в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Прижатие к трубам происходит после смещения предохранительного кожуха (при закрытом варианте спуска ). К надувным пакерам НД отнесены те, герметизирующий элемент которых представляет собой оболочку, закрепленную на корпусе или выполненную заодно с ним и прижимаемую к стенкам скважины за счет действия избыточного давления закачиваемой или находящейся в скважине жидкости, а также давления газов, образующихся при взрыве заряда взрывчатых веществ. В зависимости от материала, из которого изготовлен уплотнительный элемент, каждый тип пакера разделен на классы: Р - резиновые; М - металлические; Ф - фторопластовые.

При классификации учтены следующие факторы: - способ спуска в скважину: Т - на трубах, К - на кабеле (тросе); - способ снятия с места установки: И - извлекаемые, С - съемные; Р - разбуриваемые; - способ создания нагрузки на уплотнительный элемент По способу создания нагрузки на уплотнительные элементы пакеры подразделяются на следующие типы:

М - механические, у которых деформация уплотнительного элемента осуществляется за счет механической нагрузки; ГМ - гидромеханические, у которых шлипсовый узел, обеспечивающий опору пакера на стенку скважины, приводится в рабочее

положение путем повышения давления жидкости в колонне труб, а деформация уплотнительного элемента происходит под действием механической нагрузки, например, веса труб; МГ - механико-гидравлические, у которых шлипсовый узел занимает рабочее положение под действием механической

нагрузки, а деформация уплотнительного элемента осуществляется под действием гидравлических сил в трубах; Г - гидравлические, характерной особенностью которых является то, что давление жидкости

используется для прижатия уплотнительного элемента к стенкам скважины, а иногда и для приведения в рабочее положение упора на стенку скважины; Х – химические, у которых прижатие уплотнительного элемента к стенкам скважины

осуществляется за счет энергии, выделяющейся в результате химической реакции; П – пневматические, у которых уплотнительный элемент к стенкам скважины прижимается в результате использования энергии сжатого воздуха.

По типу упора пакеры подразделяются на: 1 - пакеры с опорой на забой через хвостовик; 2 - пакеры с опорой на стенку скважины посредством шлипсового узла; 3 - пакеры без опоры на забой и стенку скважины.

Таким образом, приведенная классификация позволяет судить о принципе действия пакера, его конструктивных и технологических особенностях.

Наибольшее применение в промышленности нашли механические пакеры. Они просты в конструкции и имеют высокую надежность в работе.

Конструктивна схема гидравлического пакера типа ПИГК.

Характерной особенностью гидравлических пакеров является то, что давление жидкости используется для прижатия уплотнительного элемента к обсадной колонне. Главным преимуществом гидравлических пакеров по отношению к механическим является способность воспринимать большие перепады давлений. Это связано с тем, что чем больше давление, тем сильнее прижимается уплотнительный элемент к обсадной колонне.

Пакер извлекаемый гидравлический с клапаном ПИГК 146 - 500, разработанный СКБ по бесштанговым насосам, предназначен для гидравлического разрыва пласта при перепаде давлений до 50 МПа. По технической характеристике пакер ПИГК 146 - 500 отличается от пакера ПИМШ 146 - 500 только лишь способом управления работой пакера: вместо механического - гидравлический.

Длина пакера - 980 мм, масса - 38 кг.

Пакер типа ПИГК (рис.2) состоит из головки 1, опорного кольца 2, верхней манжеты 3, ограничительной втулки 4, штока 5,уплотнительной манжеты 6, толкателя 7, седла гидравлической манжеты 8, центратора 9, узла клапана, состоящего из хвостовика 10, пружины 11, клетки 12, упора 13 и

клапана 14.