Файл: Название элемента.pdf

15
СК8-3,5-5600
СК10-3-5600
Техническая характеристика подвески устьевого штока.
Показатели
ПСШ-3
ПСШ-6
ПСШ-15
Тип станка-качалки
СК3-1,2-630
СК5-3-2500
СК6-2,1-2500
СК8-3,5-4000
СК12-2,5-4000
СК8-3,5-5600
СК10-3-5600
Наибольшая допусти- мая нагрузка, кН
30 60 150
Диаметр устьевого штока, мм
31 31 36
Диаметр каната, мм
16 22,5 25,5
Габариты, мм: длина ширина высота
250 86 195 285 100 210 300 108 245
Масса, кг: в собранном виде полного комплекта
14 16 23 26 41 44
Электрооборудование скважин, оборудованных ШГНУ.
Электрооборудование скважин, оборудованных ШГНУ состоит из:
 Трансформаторной подстанции
 Станции управления
 Кабельных линий
Трансформаторные
подстанции
предназначены для приёма, преобразования и распределения электрической энергии, рассчитаны на напряжение 6 или 10кВ.
Подстанции приспособлены к длительной работе на открытом пространстве в следующих условиях:
- максимальной температуре среды
+ 40ºС;

16
- максимальной среднесуточной температуре среды + 35ºС;
- минимальной температуре среды - 40ºС и периодически - 45ºС;
- относительной влажности воздуха до 90%;
- в не взрывоопасной среде, не содержащей едких паров, пыли и газов в концентрациях разрушающих металлы, защитные покрытия и изоляцию элементов подстанции;
- при скорости ветра до 40м/с;на высоте до 1000м над уровнем моря.
Трансформаторная подстанция устанавливается на фундаменте и должна быть заземлена стальными проводниками сечением 48мм² при толщине не менее
4мм.
Двери трансформаторной подстанции должны быть закрыты для предупреждения свободного доступа и должны иметь предупреждающие надписи.
Станция управления
предназначена для управления работой штанговой насосной установки, контроля и защиты электрооборудования.
Станции управления обеспечивают:
 ручной пуск и остановку электродвигателя;
 автоматический пуск электродвигателя (самозапуск);
 пуск и остановку по заданной программе;
 защитное отключение электродвигателя с задержкой в зависимости от перегрузки в установившемся режиме работы при возникновении аварийных ситуаций (обрыве фаз, обрыве ремней, обрыве штанг, перегрузках по току, неисправности насоса, заклинивании редуктора, повышении или понижении давления в выкидном трубопроводе на заданные уставки).
На объектах нефтедобычи применяются станции управления типа: БУС-
3М, БУС-4, СУС-01, СУС " Омь ".
Кабельная линия
предназначена для подвода электроэнергии от трансформаторной подстанции к станции управления и от станции управления к электродвигателю.

17
2. Погружное оборудование
2.1. Принципиальная схема оборудования скважины с ШГНУ
Схема оборудования скважины с ШГНУ
1 – перфорированная часть пласта;
2 – штанговый насос;
3 – колонна штанг;
4 – колонна НКТ;
5 – эксплуатационная колонна;
6 – фонтанная арматура;
7 – станок-качалка

18
Работа штангового насоса
ВСАСЫВАЮЩИЙ КЛАПАН
НАГНЕТАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН
Ход плунжера вверх
Всасывающий клапан открыт
Нагнетательный клапан закрыт
Ход плунжера вверх
Всасывающий клапан открыт
Нагнетательный клапан закрыт
Ход плунжера вниз
Всасывающий клапан закрыт
Нагнетательный клапан открыт

19
К погружному оборудованию, скважины с ШГНУ относят:
 Штанговый глубинный насос.
 Насосно-компрессорные трубы.
 Насосные штанги.
 Различные защитные устройства (газовые или песочные якоря, фильтры).
2.2. Принцип работы ШГНУ
Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки. Где вращательное движение, получаемое от электродвигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.
При ходе плунжера вверх под ним снижается давление и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы.
При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

20
2.3. Штанговые насосы
Штанговые насосы по конструкции и способу установки подразделяют на
невставные (трубные) и вставные.
Невставные насосы отличаются тем, что основные их узлы в скважину спускают раздельно: цилиндр – на насосно-компрессорных трубах, а плунжер и всасывающий клапан – на насосных штангах. Поднимают невставной насос также раздельно: сначала на штангах поднимают плунжер с всасывающим клапаном, затем на НКТ – цилиндр.
Невставные насосы бывают:
 двухклапанные НГН-1 (насос глубинный невставной первого типа);
 трёхклапанные НГН-2.
Насос НГН-1 имеет три основных узла: первый – цилиндр, который состоит из собственно цилиндра 2, патрубка-удлинителя 4 и седла конуса 6; второй – плунжер, в состав которого входят сам плунжер 3 и шариковый нагнетательный клапан 1; третий – шариковый всасывающий клапан 5 с захватным штоком 7, головка которого находится в полости цилиндра.
Насос НГН-1
Насос НГН-2
1 2
3 4
7 5
6 8
9 10

21
После спуска на НКТ цилиндра с седлом конуса 6 в скважину спускают плунжер 3 с всасывающим клапаном 5, который висит на захватном штоке 7.
Всасывающий клапан вставляют в седло конуса.
Для нормальной работы насоса длину хода полированного штока выбирают таким образом, чтобы при ходе плунжера вниз он не доходил до всасывающего клапана, а при ходе вверх – не зацеплял головку балансира.
Насос НГН-1 - предназначен для эксплуатации скважин при глубине подвески до 1500м.
Существенный недостаток насоса НГН-1 – слишком большой объём вредного пространства. Этот недостаток устранён в трёхклапанных насосах
НГН-2, в нижней части плунжера которого имеется второй нагнетательный клапан 8. Всасывающий клапан в скважину спускают посаженным в седло конуса, а поднимают с помощью укороченного захватного штока 10 с поперечной шпилькой на головке. Перед подъёмом плунжера спускают до упора на всасывающий клапан. Укороченный шток с поперечной шпилькой заходит в фигурный паз 9, находящийся в нижней части плунжера, и при повороте штанг с плунжером вправо на четверть оборота зацепляется с ним. Возвращение всасывающего клапана после осмотра на своё место осуществляют также с помощью укороченного штока. Для этого после посадки всасывающего клапана в седло конуса штанги поворачивают влево и приподнимают таким образом, чтобы при ходе плунжера вниз они не доходили до укороченного штока.
Недостатком невставных насосов типа НГН является то, что для устранения неисправностей или смены насоса необходимо поднимать сначала штанги с плунжером и всасывающим клапаном, затем – насосно-компрессорные трубы с цилиндром, на что затрачивается много времени.
Поэтому предложены вставные насосы типа НГВ, которые спускаются в скважину сразу в собранном виде на штангах.

22
На практике широко применяют насосы типа НГВ-1, предназначенные для эксплуатации скважин при глубине подвески до 2500м.
Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет всасывающий клапан 8, а на верхнем конце – конус 3, который входит в замковую опору 4 и герметизирует насосно- компрессорные трубы (НКТ) 7. Плунжеры 6 подвершивают на колонне штанг при помощи штока 1 таким образом, чтобы при ходе вниз он не касался всасывающего клапана, а при ходе вверх не доходил до ниппеля 2. Ниппель смонтирован на верхнем конусе и служит для направления штока 1. На нижнем конце НКТ смонтирована направляющая труба.
Плунжеры насоса типа НГВ-1 изготавливают диаметрами 28, 32, 38 и 43мм.
Для эксплуатации скважин глубиной от 2500 до 3500м применяют насосы типа НГВ-2, у которых замковая опора 1 перенесена в нижнюю часть кожуха 2, что позволяет разгрузить его от растягивающих усилий при ходе вниз.
1 4
3 2
5 6
7 8
2 1
Насос НГВ-1
Насос НГВ-2

23
Цилиндр насоса собирается из отдельных втулок длиной 300мм, которые изготавливают из модифицированного серого чугуна или из легированной стали.
С целью повышения износостойкости и твёрдости рабочей поверхности втулки подвергают специальной термической обработки. В зависимости от типа насоса и их подачи рабочие цилиндры насосов собирают из 2 – 29 втулок.
Плунжеры штанговых насосов изготавливают из цельнотянутых стальных труб длиной 1200м и толщиной стенок от 5 до 9,5мм.
Для эксплуатации скважин с нефтяными без механических примесей применяют плунжеры с гладкой внешней поверхностью.
При содержании в извлекаемой продукции незначительного количества песка на внешней поверхности плунжера делают кольцевые канавки-ловушки. При этом отдельные песчинки попадают в эти канавки и вероятность повреждения полированных поверхностей плунжера и цилиндра уменьшается.
На скважинах с большим содержанием песка в откачиваемой жидкости применяют специальные плунжеры типа «пескобрей».
На штанговых насосах применяют шариковые клапаны, их седла имеют или бурт, или гладкую поверхность. Последние применяют в качестве нагнетательных клапанов.
2.4. Насосные штанги
Колонна насосных штанг служит для соединения плунжера штангового насоса с приводом насосной установки и сообщает плунжеру возвратно-

24 поступательное движение. Колонну насосных штанг собирают из отдельных штанг длиной 8м, диаметрами 12, 16, 19, 22, 25, и 28мм, которые соединяют между собой муфтами.
Для регулирования положения плунжера относительно цилиндра насоса используют короткие штанги - "метровки" длиной 1 – 3м.
2.5. Насосно-компрессорные трубы
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) предназначены для подвески штанговых глубинных насосов, транспортирования добываемой жидкости на дневную поверхность и проведения ремонтных работ.
Для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы различных групп прочности диаметром 38, 50, 63, 73, 89, 102 и 114мм с толщиной стенок от 4 до 7мм, длиной 5,5 – 10м.
2.6. Защитные устройства ШГНУ
Газовые якоря.
Газовые якоря позволяют частично отводить свободный газ от приёма насоса в затрубное пространство.
Разработано много различных конструкций газовых якорей.
Простейший однокорпусный газовый якорь
ЯГ-1- якорь-зонт.

25
Якорь зонт состоит из корпуса 3, изготовляемого из труб диаметром 42,
48, 73мм, всасывающей трубки 4 диаметром 16мм, трубчатого угольника 5 диаметром 12мм, уплотняющих манжет 6 из прорезиненного ремня, шайбы 2 для разобщения зоны всасывания от зоны нефтегазовой смеси в корпусе якоря и муфты 1.
Якорь-зонт действует следующим образом. Нефтегазовая смесь поступает в корпус якоря и через отверстие А выходит в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и корпусом якоря. Вследствие изменения направления движения газожидкостной смеси (на 180º) газ отделяется от нефти и поднимается, а дегазированная нефть движется вниз, входит в отверстие Б трубчатого угольника и через угольник и всасывающую трубку поступает на приём насоса.
В якоре-зонте роль затрубного пространства выполняет корпус якоря, а роль корпуса якоря — затрубное пространство. Поэтому сечение затрубного пространства очень сужено, а сечение корпуса расширено.
Винтовой газовый якорь состоит из корпуса 4, винта 5, трубки 3, выводящий газ в кольцевое пространство скважины. Клапан 2 предотвращает поступление жидкости и газа сверху из скважины в трубу.
Смесь газа и жидкости, поступает в якорь через отверстие, совершает винтовое движение, направляемое поверхностью винта. Под действием центробежной силы частицы жидкости перемещаются к стенке корпуса якоря, а пузырьки газа - к боковой поверхности стержня 6 винта.
Двигаясь далее вверх, газ попадает в газовыпускную трубу 3, а жидкость на прием насоса 1. Винтовой якорь основан на инерционном принципе сепарации газа.
Песочный якорь.
1 3
2 4
5 6
7

26
Песочные якоря бывают различных конструкций. Работа песочных якорей основана на отделении песка от нефти при уменьшении скорости и изменении направления движения струи, поступающей к приёму насоса.
Наиболее эффективен в работе песочный якорь обращённого типа. Жидкость, поступающая в якорь через отверстие А, проходит по трубе 2 малого диаметра, попадает в корпус 3, где её скорость резко снижается и меняется направление движения струи. Песок оседает на дно корпуса, а очищенная от песка жидкость поступает на приём насоса. По мере накопления песка в корпусе якорь извлекают на поверхность, очищают от песка и снова спускают в скважину.
В скважинах, где выделяется много песка и газа, применяют газопесочный якорь. Газопесочный якорь
ЯГП-1 состоит из двух камер - газовой 4 и песочной 7, соединённых между собой специальной муфтой 5, в которой просверлены отверстия Б.
В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, в нижней – рабочая труба 6, снабжённая конической насадкой 8.
Якорь присоединяется к приёму насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря с всасывающей трубкой.
На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.
При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстие А в газовую камеру, газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстие Б в специальной муфте и через рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в
1
А
2 3
4

27 песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубку 3 на приёме насоса.
Песочные фильтры.
Выпускают сетчатые, щелевые, гравийные, минералокерамические, металлокерамические песочные фильтры. Они устанавливаются на приёме насоса.

28