ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 822
Скачиваний: 4
СОДЕРЖАНИЕ
1. ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
1.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.2. ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ЗАКОНЧЕННОЙ БУРЕНИЕМ
1.3.1. Насосно-компрессорные трубы
1.3.4. Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
1.4. СКВАЖИННЫЕ УПЛОТНИТЕЛИ (ПАКЕРЫ)
2. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
2.2. ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
3. ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ)
3.4. ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ (ШСН)
3.5. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НАСОСА
3.6. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
4. БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
4.1. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ (УЭЦН)
4.2. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ВИНТОВЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ
4.3. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ДИАФРАГМЕННЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ
4.5. КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ТИПА КОС И КОС1
4.6. УСТАНОВКИ ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ (УГН)
5. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖНОЙ
7. ВИНТОВЫЕ ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫ С ПРИВОДОМ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ
8. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
8.1. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О РЕМОНТЕ СКВАЖИН
8.2. УСТАНОВКИ И АГРЕГАТЫ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
8.3. ПОДЪЕМНИКИ И ПОДЪЕМНЫЕ АГРЕГАТЫ
8.4. ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
8.5. ЛОВИЛЬНЫЙ, РЕЖУЩИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТЫ
8.6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН
8.6.2. Выбор оборудования для очистки скважин от песчаной пробки
8.7. УСТАНОВКИ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
8.8. ОБОРУДОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ И ПРЕВЕНТОРЫ
9. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
10. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
10.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
10.2. ОБОРУДОВАНИЕ МЕХАНИЧЕСКОГО И ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
10.2.1. Оборудование для гидроразрыва пласта
10.2.2. Выбор оборудования для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП)
10.2.3. Оборудование для кислотных обработок.
10.2.4. Новое оборудование для воздействия на пласт
11. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ МЕХАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВ
12. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
12.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
12.3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА И СВОБОДНОЙ ВОДЫ
12.4. НЕФТЯНЫЕ НАГРЕВАТЕЛИ И ПЕЧИ
12.5. ОТСТОЙНИКИ И ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ
12.6. БЛОКИ ДОЗИРОВАНИЯ ХИМРЕАГЕНТОВ
КЛАССИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
1.2. ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ЗАКОНЧЕННОЙ БУРЕНИЕМ
1.3.1. Насосно-компрессорные трубы
1.3.4. Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
1.4. СКВАЖИННЫЕ УПЛОТНИТЕЛИ (ПАКЕРЫ)
2.2. ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
3.4. ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ ШСН
3.5. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НАСОСА
3.6. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
4.1. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ (УЭЦН)
4.2. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ВИНТОВЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ
4.3. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ДИАФРАГМЕННЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ
4.5. КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ТИПА КОС И КОС1
4.6. УСТАНОВКИ ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ (УГН)
6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ
7. ВИНТОВЫЕ ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫ С ПРИВОДОМ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ
8. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
8.1.ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О РЕМОНТЕ СКВАЖИН
8.2. УСТАНОВКИ И АГРЕГАТЫ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
8.3.ПОДЪЕМНИКИ И ПОДЪЕМНЫЕ АГРЕГАТЫ
8.4. ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
8.5. ЛОВИЛЬНЫЙ, РЕЖУЩИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТЫ
8.6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН
8.6.2. Выбор оборудования для очистки скважин от песчаной пробки
8.7. УСТАНОВКИ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
8.8. ОБОРУДОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ И ПРЕВЕНТОРЫ
9. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
10.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
10.2. ОБОРУДОВАНИЕ МЕХАНИЧЕСКОГО И ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
10.2.1. Оборудование для гидроразрыва пласта
10.2.2. Выбор оборудования для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП)
10.2.3. Оборудование для кислотных обработок
10.2.4. Новое оборудование для воздействия на пласт
11. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ МЕХАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВ
12.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
12.3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА И СВОБОДНОЙ ВОДЫ
12.4. НЕФТЯНЫЕ НАГРЕВАТЕЛИ И ПЕЧИ
12.5. ОТСТОЙНИКИ И ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ
12.6. БЛОКИ ДОЗИРОВАНИЯ ХИМРЕАГЕНТОВ
Для составления данного курса была использована следующая литература:
3.5. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НАСОСА
Теоретическая производительность ШСН равна —
, м3/сут.,где 1440 - число минут в сутках;
— диаметр плунжера наружный;
— длина хода плунжера;
— число двойных качаний в минуту.Фактическая подача
всегда 
.Отношение
, называется коэффициентом подачи, тогда 
, где 
изменяется от 0 до 1.В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть
. Работа насоса считается нормальной, если 
.Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами
, где коэффициенты:
— деформации штанг и труб;
— усадки жидкости;
— степени наполнения насоса жидкостью;
— утечки жидкости.Где
, где
— длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); 
— длина хода устьевого штока (задается при проектировании).
, 
,где
— деформация общая; — деформация штанг; 
— деформация труб.
,где
— объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса
,где
— газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить
.Коэффициент утечек
где
— расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); 
— величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.
Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.
Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы:
,где
— начальный коэффициент подачи нового (отремонтированного) насоса; 
— полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина — износ плунжерной пары, то означает полный, возможный срок службы насоса); 
— показатель степени параболы, обычно равный двум; 
— фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса.Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А.Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода
,где
— продолжительность ремонта скважины; 
— стоимость предупредительного ремонта; 
— затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая .Подставив
вместо
, определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом 
.Если текущий коэффициент подачи
станет равным оптимальному (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит:
.Анализ показывает, что при
допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15 ¸ 20 %, а при очень больших значениях 
она приближается к 50 %.Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.
3.6. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока.
Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.
До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».
На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве.
Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.
Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС-01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70 % потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70 % номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье.
Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ-4310СК.
4. БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
В УШСН наиболее ответственное и слабое звено-колонна насосных штанг — проводник энергии от привода, расположенного на поверхности.
В связи с этим разработаны насосные установки с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных, винтовых и диафрагменных электронасосов. Электроэнергия в этом случае подается по кабелю, закрепленному на НКТ. Имеются глубинные насосы, например, гидропоршневые, струйные, которые используют энергию потока рабочей жидкости, подготовленной на поверхности и подаваемой в скважину по трубопроводу (НКТ).