- •Федеральное агентство по образованию
- •5.5. Классификация скважинных штанговых насосных установок
- •5.6. Оборудование скважинных штанговых насосных установок для добычи нефти
- •5.7. Механические приводы скважинных штанговых насосных установок. Классификация, области применения.
- •5.7.1. Общая классификация приводов штангового скважинного насоса
- •5.7.2. Общая классификация индивидуальных
- •5.8. Гидравлические и пневматические приводы скважинных штанговых насосных установок
- •5.9. Кинематика приводов скважинных штанговых насосных установок
- •5.10. Расчет давления на приеме и глубины спуска скважинного штангового насоса
- •Тема 6. Оборудование скважин бесштанговыми насосами
- •6.1. Эксплуатация скважин установками
- •Электрических погружных центробежных насосов (уэцн)
- •6.6.1. Принципиальная схема уэцн и её элементы
- •6.1.2. Характеристики погружных центробежных насосов
- •6.2. Основные требования к установкам. Основные типоразмеры
- •6.2.1. Конструкции ступеней насосов
- •6.3. Газосепараторы центробежных насосов для добычи нефти
- •Условия эксплуатации
- •6.4. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •6.5. Особенности работы погружных центробежных электронасосов в нефтяных скважинах
- •6.5.1. Определение создаваемого давления (напора)
- •6.5.2. Методика определения давления на приеме
- •7. Установки винтовых и дифрагменных насосов
- •7.1. Погружные винтовые насосы
- •7.1.1 Основные положения
- •7.1.2. Двухвинтовой погружной насос
- •7.2. Установки с диафрагменными насосами
- •7.3. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •7.3.1. Принцип действия винтовых насосов
- •7.3.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •Основные физико-механические показатели эластомера
- •7.3.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах
- •7.4. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •7.5. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
- •7.5.1. Состав установки и её особенности
- •7.5.2. Классификация вшну
- •7.5.3. Скважинный штанговый винтовой насос
- •8. Установки гидроприводных скважинных насосов
- •8.1. Скважинные гидропоршневые насосные установки
- •8.1.1. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок
- •8.2. Структура расчетов по подбору гидропоршневых насосов
- •8.2.1. Определение расхода рабочей жидкости
- •8.2.2. Определение силового давления
- •8.2.3. Определение мощности и коэффициента
- •8.3. Скважинные струйные насосные установки
- •8.3.1. Конструкции скважинных струйных насосов
- •8.4. Гидроимпульсные насосные установки
- •8.4.2. Теоретические основы работы гидротаранов и гидроимпульсных насосов
- •8.5. Вибрационные насосные установки
- •9. Классификация оборудования для подземного ремонта скважин. Лебедки, подъемники и агрегаты для подземного ремонта и освоения скважин.
- •9.1. Виды и классификация подземных работ в скважинах
- •Разновидности текущего ремонта скважин
- •Разновидности текущего ремонта скважин
- •9.1.1. Ремонт скважин
- •9.1.2. Основные положения
- •9.1.3. Виды ремонтов
- •9.2. Агрегаты, оборудование и инструмент
- •Глава 10 оборудование для сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин
- •10.1. Общая схема системы сбора продукции скважин
- •7.2. Система сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.3. Оборудование для замера дебита скважин
5.6. Оборудование скважинных штанговых насосных установок для добычи нефти
С точки зрения экономических возможностей СШНУ могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5 до 50 м3/сут. В области подач от 1 до 40 м3/сут СШНУ имеет более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 35 м3/сут, он может достигать максимального значения (37 %). Таким образом, СШНУ хорошо приспособлена для работы в условиях малого и среднего дебита скважин. Однако, в некоторых случаях подача может достигать 200 м3/сут и глубины подвески насосов достигают 2500 м.
Независимо от конструкций основных узлов, для всех СШНУ характерны следующие особенности: 1) значительное удаление гидравлической части насоса от механической, т.е. плунжера с цилиндром от кривошипно-шатунного механизма; 2) вертикальное расположение основных элементов установки; 3) малый поперечный (диаметральный) размер деталей, входящих в гидравлическую (подземную) часть установки. Все это в свою очередь обусловливает следующие явления, неблагоприятные для работы СШНУ.
1. Суммарная деформация колонны штанг и насосно-компрессорных труб достигает значительных величин и соизмерима с длиной хода плунжера.
2. Закон движения точки подвеса штанг отличается от закона движения плунжера, фактическая длина хода плунжера на 200 - 500 мм меньше длины хода точки подвеса штанг. Поэтому при выборе режима работы установки стараются обеспечить максимальную длину хода плунжера.
3. Усилие в точке подвеса штанг постоянно направлено вниз и отличается при ходе вверх и вниз на 30 – 50 %. Постоянство направления нагрузки в точке подвеса штанг, обусловленное весом колонны штанг и столба жидкости под плунжером глубинного насоса, обусловливает неравномерную загрузку приводного двигателя.
За время полного оборота кривошипа, т.е. за время одного цикла работы глубинного насоса, происходит подъем и опускание штанг. При этом при ходе штанг вверх двигатель привода должен затратить дополнительную работу по подъему штанг - увеличению их потенциальной энергии. Полезная работа двигателя при ходе вверх расходуется на подъем жидкости.
Для обеспечения хода штанг вниз не нужно совершать дополнительной работы — колонна опускается вниз силой собственного веса, а приводной двигатель при этом работает вхолостую.
Для обеспечения равномерной нагрузки двигателя за время двойного хода и уменьшения его мощности привод СШНУ снабжают уравновешивающим устройством (в данном случае — грузы на правом плече балансира), назначение которого аккумулировать энергию, получаемую от приводного двигателя и штанг, при ходе плунжера вниз и отдавать ее при ходе штанг вверх.
5.7. Механические приводы скважинных штанговых насосных установок. Классификация, области применения.
5.7.1. Общая классификация приводов штангового скважинного насоса
Приводы штангового глубинного насоса могут быть классифицированы: 1) по роду используемой энергии в передаче; 2) по числу обслуживаемых одним приводом скважин; 3) по виду первичного двигателя.
По роду используемой энергии различают приводы: механические, гидравлические и пневматические. В механическом приводе глубинного насоса основные функции выполняют механические передачи, в качестве передаточного звена в гидравлических приводах применяются жидкости, а в пневматических — воздух.
Наиболее распространенными являются механические приводы штанговых насосов. Определенное применение имеют гидравлические приводы насосов. Пневматические устройства в качестве привода глубинного насоса имели незначительное применение из-за многих существенных недостатков.
В механических и гидравлических приводах насосов пневматическое устройство применяется как уравновешивающая система. Любой вид привода штангового насоса имеет первичный двигатель, в качестве которого применяются электрические или тепловые двигатели: электрические двигатели питаются от промысловой электросети. Роль теплового двигателя в основном выполняют двигатели внутреннего сгорания, работающие на жидком топливе, или газовые двигатели, работающие на промысловом газе.
В зависимости от числа обслуживаемых, скважин одним приводом последние могут быть: индивидуальные или, групповые. В первом случае у каждой скважины устанавливается свой индивидуальный привод с двигателем, а ведомое звено привода соединяется с колонной насосных штанг.
При наличии на промысле большого числа близко расположенных друг от друга скважин с примерно одинаковой характеристикой и небольшой глубины (особенно малодебитных) эксплуатация их раньше осуществлялась от одного привода, обслуживающего от 2—4 до 40 и более скважин.
На рис. 5.7. представлена общая классификация приводовштанговых насосов.