книги / Оборудование для добычи нефти и газа
..pdfВыбор типа центраторов в идеале должен базироваться на максимально точный расчет нагрузок, действующих на глубин но-насосное оборудование в скважине. Однако в полевых усло виях это не всегда возможно.
На рис. 7.121 приведен центратор скольжения штанг конст рукции РГУ нефти и газа.им. И. М. Губкина, который изготав ливается из полиуретана или полиамидной смолы. Центратор устанавливается на штангу через его боковые противоположные продольные пазы.
На рис. 7.122 показан центратор качения, разработанный в АО «Татнефть». В качестве тел качения в нем использованы стан дартные шарики от подшипников, установленные в гнездах кор пуса центратора и зафиксированные в этих гнездах от радиаль ного перемещения.
Рис. 7.121. Центратор штанг из полиуретана
При откачке пластовой жидкости с высоким содержанием парафина, асфальтенов и смол в колонне НКТ может проис ходить отложение этих веществ. Для борьбы с асфальто-смо- ло-парафинистыми отложениями (АСПО) при работе СШНУ применяются штанговые скребки. Как уже отмечалось выше, эти скребки могут быть совмещены с центраторами (так называ емые скребки-центраторы). Одним из таких устройств является центратор, показанный на рис. 7.121. Другим, наиболее часто
Рис. 7.122. Центратор штанг конструкции АО «Татнефть»
1 — НКТ 73 мм; 2 — шарик;
3 — резьба штанги диаметром 22 мм
применяемым на промыслах видом скребков является пластинчатый (рис. 7.123). Стальная пластина 1 крепится хомутами 2 (с помощью сварки или запрессовки) к телу штанги 7. Расстояние между скреб ками любых типов должно быть меньше, чем длина хода плунжера скважинного насоса для перекрытия зон очистки внутренней поверхнос ти колонны НКТ. Для равномерной очистки внутренней поверхности НКТ от отложений скребки должны постоянно поворачиваться вместе с колонной насосных штанг или без нее. В первом случае такой поворот осуществляется с помощью штангов-
ращателя, во втором — за счет специальной формы скребка (на пример — винтовой), что приводит к вращению скребка за счет сил трения.
Другим способом борьбы с АСПО является закачка в сква жину специальных химических реагентов. Однако подача хим реагентов с устья скважины часто является неэффективной, т.к. реагент должен пройти через большую «подушку» пены и плас товой жидкости и попасть на прием скважинного насоса. По-
Рис. 7.123. Пластинчатый скребок на насосной штанге
/ — пластина; 2 — хомут; 3 — штанга
этому наиболее эффективным становится применение скважин ного дозатора. Дозатор скважинный инжекционный (ДСИ-107) разработан «ТатНИПИнефть» и успешно применяется на мно гих нефтяных промыслах. Предназначен для подачи водонера створимых ингибиторов на прием штангового насоса. Дозатор может применяться в скважинах с обводненностью продукции не менее 10% при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10—100 °С). Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м3, а кинематичес кая вязкость — не более 450 мм2/с. Дозатор обеспечивает непре рывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут. На ружный диаметр скважинного дозатора — 107 мм, длина (без трубчатого контейнера для реагента) — 400 мм, масса одного
|
комплекта — 22 кг. |
|
Эксплуатация дозатора (рис. 7.124) осу |
|
ществляется следующим образом. Во вре |
2 |
мя подготовительных работ определяются |
3 |
обходимый объем химреагента, длина |
4 |
|
5хвостовика (контейнера) из НКТ для раз
6мещения ингибитора и диаметр втулки
7дозатора 23 для установления режима его
8работы.
9В скважину спускается колонна НКТ
10расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой 16 и пробкой 75.
Плотность и вязкость ингибитора оп
11ределяют при температуре среды на глу
бине подвески дозатора в скважине, со
12
13 держание воды в продукции скважины —
по данным предыдущей эксплуатации
14
скважины.
Рис. 7.124. Дозатор ДСИ -107:
/, 11 — корпус; 2 — камера; J, 5 — контргайки;
154 — сопло; 6, 18— гайка; 7— патрубок; 8, 10, 7 7 - фильтр; 9, 20 — седло клапана; 12— штуцер; 13 — ниппель; 14 — трубка; / 5 — пробка; 16— заглуш ка; 19 — колонна НКТ; 21 — шарики; 22 — труб ка; 23 — втулка
Втулка 23 размещается в камере 2, корпус 11 заворачивается в корпус /. Присоединяют дозатор к колонне НКТ 19, предва рительно ввернув трубку 14 в нижний конец гидролинии, и ус танавливают фильтр 17 на нижнем конце нагнетательной гидро линии. Скважинный насос присоединяют к дозатору. Спуск штангового насоса с дозатором в скважину производится в обыч ном порядке на необходимую глубину.
Подъем оборудования и извлечение его из скважины произ водится в порядке, обратном спуску. При этом для подъема труб 19 без жидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую пробку 15 сбрасыванием металлического лома в колонну НКТ после отсоединения от нее дозатора.
Работу дозатора в скважине следует контролировать по изме нению дебита скважины, величине нагрузки на головку балан сира СК, химическому анализу устьевых проб добываемой жид кости.
Длину контейнера из НКТ для заливки раствора ингибитора целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная зап равка дозатора химреагентом производилась при очередном те кущем ремонте скважины.
При работе СШНУ с большими динамическими нагрузками (при большой глубине подвески насоса, высокой частоте ходов плунжера) для снижения амплитуды напряжений в колонне на сосных штанг в некоторых случаях применяются амортизаторы. Амортизаторы могут встраиваться в саму колонну штанг или яв ляться частью подвески полированного штока. Схема скважин ного амортизатора, встроенного в колонну наосных штанг пред ставлена на рис. 7.125.
Амортизатор выполняется в виде стакана 7 с отверстием 3 в днище 4. При этом головка 9 верхней штанги связана со стаканом 7 резьбовым соединением, головка переводника ниж ней штанги 1 выполнена ступенчатой. Стакан 7 установлен днищем 4 на ступени меньшего диаметра 2, а между ступенью большего диаметра 6 и днищем 4 стакана размещен упругий элемент 5.
В процессе спуска колонны насосных штанг стакан 7 обеспе чивает соединение двух штанг — верхней и нижней. Для регули рования зазора между двумя соединяемыми насосными штанга ми служит щайба 8. При ходе колонны насосных штанг вверх,
когда имеет место наибольшая нагрузка, вначале страгивается верхний участок ко лонны штанг до места установки первого компенсатора. Далее по мере увеличения нагрузки произойдет сжатие упругого эле мента 5, и только после этого начнется дви жение следующего после компенсатора участка. Таким образом, в процессе рабо ты компенсаторы, установленные в штан говой колонне через определенные интер валы, снижают инерционную нагрузку на колонну штанг, уменьшая величину общей нагрузки [44].
Имеется и много других конструктив ных схем амортизаторов, в частности — амортизаторов, использующих демпфи рующие свойства канатов, которые так же снижают инерционную составляю щую максимальной нагрузки. В этом случае канат необходимой длины и ди аметра встраивается в колонну насос ных штанг с помощью специальных пе
реводников. Опыт показал, что применение двух-трех вста вок каната длиной по 8— 10 м или одного длиной 20—25 м вполне достаточно для снижения динамических нагрузок на 15-25% .
Еще одним видом дополнительного оборудования для эксп луатации нефтяных скважин с помощью штанговых насосов яв ляются газосепараторы.
Также как и в случае работы установок центробежных насо сов, газосепараторы обеспечивают уменьшение поступления сво бодного газа на прием скважинного штангового насоса. Как уже указывалось выше, штанговые насосы обычного исполне ния не должны иметь на приеме свободного газа более 10%, насосы специального исполнения — более 25%. Часто геолого технические условия эксплуатации нефтяных скважин не по-
зволяют обеспечивать указанное количество свободного газа за счет увеличения глубины спуска, что требует применения газосепараторов.
Газосепараторы для штанговых насосов могут выпускаться как по ОСТ 39-177-84, выпущенному Министерством нефтяной про мышленности СССР, так и по технической документации от дельных фирм-изготовителей. Конструктивные схемы газосепараторов по ОСТ-39-177-84 представлены на рис. 7.126.
Все представленные газосепараторы имеют схожий принцип действия — при повороте потока газожидкостной смеси за счет разности плотности газа и жидкости происходит разделение по тока. После этого более легкий газ отводится по специальным каналам в затрубное пространство, а поток жидкости подается на прием насоса.
Практически все газосепараторы при разделении потоков жидкости и газа производят и выделение из потока жидкости механических примесей. Это выделение происходит также по причине разности плотности жидкости (р = 800—1200 кг/м3) и механических примесей (р = 2500—4300 кг/м3). Для сбора от делившихся механических примесей (песок, известняк и дру гие составляющие продуктивного пласта, а также ржавчина из скважинного оборудования) в газосепараторах предусмотрены специальные контейнеры. Контейнеры изготовлены из насос но-компрессорных труб и имеют заглушку в нижней части. Верхняя часть контейнера присоединена с помощью резьбы к нижней части газосепаратора. Количество насосно-компрессор ных труб и их объем зависит от количества механических при месей в откачиваемой пластовой жидкости и планируемой на работки на отказ скважинного оборудования.
л А
ON
ОС
1
а |
б |
в |
г |
О |
Рис. 7.126. Схемы газовых сепараторов.
а — СГВД, б — СГВК, в — СГВЦ, г — СГНЧ, д — СГНП:
/ |
я |
15 |
2 0 |
2 7 |
3 2 |
- |
переводник- |
2, 9, 21, |
2 8 - |
приемная труба; |
3, 10, 17, 22, |
33 - |
корпус, 4 - переводник- |
|
1, |
8, |
15, |
20, |
2 7 |
3 2 |
|
п е Рев0Д |
' |
1_ нижний корпус, 7,19, 31,34 - |
наконечник, |
11 - |
газозащитная воронка, 12, |
||
|
|
|
|
№ 2 |
- |
|
И - |
шне” |
- |
™ е „ т е » , 29 - |
элемент креплен», Л> - г.эоеборна, камер. |
7.2.13. СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ |
|
СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК |
|
Для управления работой штанговой насосной установки, кон |
|
троля и защиты электрооборудования наиболее часто применя |
|
ются блоки управления БУС-ЗМ и БУС-4 девяти модификаций, |
|
станции управления СУС-01 и станции управления семейства |
|
«Омь». Станции управления типа БУС и СУС выпускает фирма |
|
«Нефтеавтоматика», Станции управления семейства «Омь» — |
|
ДУП «Омский электромеханический завод». |
|
Станции управления обеспечивают: ручной пуск и остановку |
|
электродвгателя; автоматический его пуск (самозапуск), пуск и |
|
остановку по заданной программе; защитное отключение элект |
|
родвигателя с задержкой в зависимости от перегрузки в устано |
|
вившемся режиме работы при возникновении аварийных ситуа |
|
ций (обрыве фаз, обрыве ремней, обрыве штанг, перегрузках по |
|
току, неисправности насоса, заклинивании редуктора, повыше |
|
нии или понижении давления в выкидном трубопроводе на за |
|
данные уставки). |
|
Защита электродвигателя от перегрузки осуществляется теп |
|
ловым реле. Выбор нагревательных элементов производится в |
|
зависимости от мощности электродвигателя. |
|
Схема станций позволяет дистанционно управлять работой |
|
станка-качалки. Работу по заданной программе обеспечивает в |
|
БУС-ЗМ реле времени типа РВ-5М, а в СУС-01 — блок управ |
|
ления и защиты БУЗ. Технические характеристики БУС-ЗМ и |
|
СУС-01 приведены ниже. |
|
БУС-ЗМ |
|
Габаритные размеры, мм.............................. |
1370x940x330 |
Масса, кг............................................................................ |
140 |
Срок службы (лет), не менее |
8 |
Параметры питающей сети: |
|
напряжение, В............................................................. |
380 |
частота, Гц..................................................................... |
50 |
Диапазон рабочих температур, К ..... |
213—323(-60++50'С) |
Мощность нагрузки (кВт), не более................................. |
55 |
Габаритные размеры, мм......................... |
835x690x330 |
|
Масса (кг), не более............................................................ |
|
56 |
Средний срок службы (лет), не менее |
|
10 |
Питание станции осуществляется от сети |
|
|
переменного тока с параметрами: |
|
|
напряжение, В.............................................................. |
|
380 |
частота, Гц.................................................................. |
|
50±1 |
Диапазон рабочих температур, К ............................ |
|
213—323 |
Температура, поддерживаемая нагревателем |
|
|
в станции СУС-01 (К), не ниже...................................... |
|
243 |
Потребляемая мощность (без нагревателя) (В-А)............ |
50 |
|
Мощность нагревателя (кВт), не более........................... |
|
0,4 |
Время задержки самозапуска станка-качалки, с |
10—150 |
|
Время работы и остановки станка-качалки, |
|
|
управляемого по программе, ч ..................................... |
|
2—30 |
Защитное отключение происходит по следующим причинам: |
||
короткое замыкание, перегрузка двигателя, обрыв фаз, короткое |
||
замыкание, от внешнего датчика. |
|
|
В блок управления БУС-ЗМ входят установочный автомат с |
||
электромагнитным расцепителем, трехполюсный контактор, теп |
||
ловые биметаллические реле, реле времени и универсальный |
||
переключатель, смонтированные в металлическом пыле- и вла |
||
гонепроницаемом ящике. Снаружи ящика помещаются рукоят |
||
ки переключателя и штепсельная розетка. |
|
|
Конструктивно станция управления СУС-01 выполнена в виде |
||
шкафа навесного типа (рис. 7.127). |
|
|
На стенке шкафа установлены розетки |
17 для подключения |
|
внешней нагрузки при ремонтных работах и блокировочный |
||
рычаг 18, управляемый ручкой. 15 для обеспечения подключения |
||
(отключения) внешней вилки к розетке только при отключен |
||
ном автоматическом выключателе 14. |
|
|
На левой стенке шкафа установлен клеммник 2 для подклю |
||
чения станции к трансформаторной подстанции. |
|
|
В верхней части шкафа расположены блок управления и защи |
||
ты БУЗ и панель управления, на которой размещены кнопки ПУСК, |
||
СТОП, СЪЕМ АВАРИИ 7, переключатель режима работы <?, |