Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин
Фонтанный способ добычи нефти. Оборудование при фонтанном способе добычи нефти. Эксплуатация скважин газлифтным методом, применяемое оборудование. Установки погружных насосов с электроприводом. Вспомогательное скважинное оборудование, классификация ВШНУ.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 29.06.2010 |
| Размер файла | 4,0 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
На рисунке 23 показан станок-качалка с пневматическим уравновешиванием. Пневматический (или гидравлический) уравновешивающий элемент устанавливается под головкой балансира.
Рисунок 24 - Балансирный станок-качалка с пневматическим уравновешиванием
10.3 Редукторы механических приводов СШНУ
Редуктор - основной механизм станка-качалки - обеспечивает понижение (скорости) частоты вращения двигателя до необходимой на ведомом валу. Основные показатели редуктора - крутящий момент на выходном валу и передаточное число. Во всех редукторах применяется зубчатая передача на основе зацепления М.Л. Новикова.
Редуктор имеет в быстроходной ступени раздвоенный шеврон, в тихоходной - косозубую передачу. Опоры ведущего вала - роликоподшипники с цилиндрическими роликами, опоры промежуточного и ведомого валов - конические роликоподшипники. Смазка зубчатых зацеплений в редукторах - картерная, окунанием колес. Смазка опор быстроходного вала - картерная, разбрызгиванием, опор промежуточного и ведомого валов - принудительная картерная или с помощью консистентных смазок.
Рисунок 25 - Редуктор типа ЦЗНК
10.4 Оборудование устья скважины при эксплуатации СШНУ
Оборудование устья нефтяных скважин при штанговой эксплуатации предназначено для соединения выходного звена привода (например - головки балансира станка-качалки) с колонной насосных штанг, для герметизации движущейся или неподвижной колонны штанг, для подвески колонны НКТ, для направления потока пластового флюида из скважины в нагнетательную линию сбора пластовой продукции. Подвески устьевого штока ПСШ предназначены для соединения устьевого штока с приводом штангового скважинного насоса. Позволяют исследовать работу скважинного штангового, насоса с помощью динамографа, а также регулировать установку плунжера в цилиндре насоса. Схема подвески представлена на рисунке 26.
Рисунок 26 - Подвеска ПСШ устьевого штока:
1 - нижняя траверса; 2 - плашки каната; 3 - пружина плашек;
4 - винт опорный; 5 - верхняя траверса; б - плашка штока;
7 - пружина плашек штока; 8 - сальниковый шток; 9 - канат
Штанговращатель - механическое приспособление, закрепляемое на устьевом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира (рисунок 27). Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случае применения пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления отложений парафина на внутренних стенках труб. Штоки сальниковые устьевые ШСУ предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки. Поверхность сальниковых штоков имеет высокую чистоту (полированная), что улучшает работу сальниковых (уплотнительных) устройств на устье скважин.
Рисунок 27 - Штанговращатель ШВЛ-10
1 - устьевой шток;
2 - гайка накидная;
3 - сухарь;
4 - червячная втулка;
5 - крышка;
6 - корпус;
7 - подшипники;
8 - кольцо уплотнительное;
9 -гайка;
10- втулка распорная;
11 -грузовой винт;
12 -винт подъемник
13 - гайка;
14 - червячное колесо;
15 - храповик;
16 - собачка верхняя;
17 -рычаг;
18 - собачка нижняя;
19 -нижняя траверса;
20 -масленка;
21 - болт специальный;
22 - втулка;
23 - ось нижняя
Сальники устьевые (рисунок 28) предназначены для уплотнения сальникового штока в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами.
Отличительная особенность сальника - наличие пространственного шарового шарнира между головкой сальника (несущей внутри себя уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, исключает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника, одно временно облегчает смену набивки.
Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважин и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.
Рисунок 28 - Сальник устьевой СУС1-73-31:
1 - ниппель; 2 - гайка накидная; 3 - втулка;
4 - крышка шаровая;5 - крышка головки;
6 - втулка верхняя; 7 - кольцо нажимное;
8, 10 - манжеты; 9 - головка шаровая;
11 - кольцо опорное; 12 - втулка нижняя;
13 - кольцо; 14 - гайка; 15 - тройник;
16-болт откидной; 17 -палец
10.5 Скважинные штанговые насосы -основные виды и области применения
Скважинный штанговый насос представляет собой одноплунжерный насос с длинным цилиндром, шаровыми клапанами и длинным проходным плунжером (рисунок 29). При ходе плунжера вверх он нагнетает жидкость, находящуюся между стенками цилиндра и штангами, а в полость под плунжером поступает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (выжимает) объем жидкости равный объему опускающегося в цилиндр штока, т. е. это насос дифференциального действия.
Рисунок 29 - Конструктивные схемы невставных (трубных) насосов
1 - шток клапана;
2 - муфты;
3 - втулки;
4 - кожух;
5 - плунжер;
6 - нагнетательный клапан;
7 - захват клапана;
8 - крестовина;
9 - всасывающий клапан
По конструкции насосы бывают с щелевым уплотнением зазора между металлическим плунжером и цилиндром и с упругим уплотнением этого зазора - с неметаллической рабочей поверхностью плунжера или со специальными поршневыми кольцами. Скважинные штанговые насосы делятся на трубные и вставные. У первых цилиндр в скважину спускается на трубах, а плунжер и клапаны - на штангах. Вставные насосы спускаются в скважину в собранном виде на штангах и фиксируются в нижней части колонны НКТ замком (анкером). В отличие от остальных насосов к основным параметрам скважинных штанговых насосов относятся номинальный диаметр плунжера (или цилиндра) и длина хода плунжера. Условные диаметры скважинных насосов (плунжеров и цилиндров) выбираются из следующего стандартного ряда: 27 (29 - по ОСТ и ТУ), 32, 38, 44, 50, 57, 63, 70, 95, 120 мм.
Длина плунжера скважинного штангового насоса выбирается в зависимости от требуемого напора насоса (глубины расположения динамического уровня, с которого насос должен обеспечить подъем пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм рекомендуется применять до динамического уровня с глубиной до 1200 м, 1500 мм - до 1500 м, 1800 мм - 1800 м и более.
Обозначение штанговых насосов
60 - НН 2 Б (Д1) - 44 - 12 - 35 - 2
60 - Условный диаметр НКТ (48-114);
НН - Насос Вставной, НВ - Насос Вставной;
2 - Исполнение запорного или ловильного устройства;
Б - Исполнение цилиндра (С - состоит из втулок; Т - тонкостенный; Б - безвтулочный толстостенный);
Д1 - тип насоса (Д1 - для высоковязких нефтей; Д2 - с высоким газосодержанием; А - с автосцепом; И - износостойкие; У - для увеличенного напора насоса);
44 - Условный диаметр плунжера, мм;
12 - Длина плунжера, дм;
35 - Длина хода плунжера, дм;
2 - Группа посадки (1 - 0ч0,063; 2 - 0,025+; 3 - 0,05+; 4 - 0,075+; 5 - 0,1ч0,163). 1,2 - для чистых нефтей без мех. примесей; 4,5 - для вязких нефтей с мех примесями.
Для эксплуатации скважин с вязкой пластовой жидкостью и большим содержанием песка применяют телескопические насосы. Этот тип насосов характерен большим зазором между плунжером и цилиндром, что в свою очередь требует большой длины контакта между ними для обеспечения необходимого гидравлического сопротивления, препятствующего утечке жидкости через зазор. Все это обусловливает специфическую конструкцию насоса, состоящего из концентрически расположенных труб. Трехтрубный вставной телескопический насос состоит из наружной и внутренней подвижных и средней - неподвижной труб. Внутренняя и наружная трубы в верхней части соединены переводником. К переводнику в свою очередь крепится узел нагнетательного клапана. Второй нагнетательный клапан установлен в нижней части внутренней трубы. При работе насоса внутренняя и наружная трубы перемещаются колонной штанг, а средняя труба удерживается неподвижно относительно колонны насосно-компрессорных труб замковым устройством. Для эксплуатации скважин с большим газовым фактором применяют двух- и трехступенчатые насосы. Их принцип действия подобен работе двух- и трехступенчатых компрессоров. Двухступенчатый насос содержит два жестко связанных плунжера, перемещающихся в двух цилиндрах. Диаметр верхнего плунжера меньше диаметра нижнего плунжера. Две пары плунжеров и цилиндров образуют две полости. При ходе штанг вверх пластовая жидкость через всасывающий клапан попадает в подплунжерную полость. Объем кольцевой полости при этом сокращается, и смесь жидкости и газа сжимается и проходит через верхний плунжер в насосно-компрессорные трубы. При ходе штанг вниз смесь в камере сжимается и перетекает в камеру, объем которой увеличивается. Если давление смеси достаточно, то часть жидкости поступает через верхний плунжер в трубы, а если недостаточно, то сжимается в камере и при последующем ходе штанг вверх вытесняется из нее в трубы.
Трехступенчатые насосы используются в скважинах с очень большим газовым фактором и имеют аналогичный принцип действия.
При эксплуатации высоко дебитных скважин малого диаметра применяют тандем-насос, представляющий собой два насоса или более одностороннего действия, расположенных один над другим и работающих параллельно. Насосы двойного действия применяют при эксплуатации скважин малого диаметра и большого дебита. Создание такого насоса обусловлено стремлением использовать ход штанг вверх и вниз для подачи жидкости на поверхность. Широкого распространения этот тип насосов не получил из-за сложности изготовления, малой надежности и ухудшения условий работы штанг.
10.6 Насосные штанги
Насосные штанги, соединенные в штанговую колонну, передают возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг поверхностного привода к плунжеру насоса. Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12 (в некоторых источниках указан диаметр 13 мм), 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании, и выполнена резьба метрическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги соединяются между собой муфтами. ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление штанг номинальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготовляются укороченные штанги длиной 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм. Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров - переводные муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях: с лысками под ключ и без них.
Рисунок 30 - Конструкция насосной штанги
Существуют разработки стеклопластиковых или углепластиковых насосных штанг для использования в скважинах с коррозионноактивной средой. Конструкция аналогична стальным штангам, т.е. есть гладкое тело штанги и высаженная часть с резьбой. Сама высаженная часть и резьба выполняется из композита (стеклопластик или углепластик), либо резьба и высаженная часть штанги выполнена из стали, а сама высаженная часть прикрепляется к гладкому телу штанг. Вариант крепления высаженной части штанги к ее гладкой части представлен на рисунке 4.107. Основная особенность стеклопластиковых штанг - их малая масса: при одинаковой прочности они в 3-4 раза легче стальных, но в 2-3 раза эластичнее. Обычно их используют (в сочетании со стальными штангами) в глубоких скважинах (более 2000 м) или в скважинах с высококоррозионной пластовой жидкостью.
Рисунок 31 - Конструкция стеклопластиковой насосной штанги
Кроме сплошных насосных штанг могут применяться полые или трубчатые штанги. Полые штанги предназначены для передачи движения от головки балансира станка-качалки плунжеру скважинного насоса при непрерывной или периодической подаче в полость насосных труб ингибиторов коррозии, ингибиторов отложения парафина. растворителей парафина, теплоносителей, деэмульгаторов, жидкости гидрозащиты насоса. Продукция скважины при этом отбирается по кольцевому пространству между полыми штангами и НКТ. Другим вариантом применения полых штанг является откачка пластовой жидкости с высоким содержанием механических примесей. При этом откачка пластовой жидкости проводится по централь-кому каналу. За счет малого диаметра проходного сечения увеличивается скорость движения откачиваемой жидкости по каналу, что препятствует выпадению (оседанию) механических примесей из потока жидкости. Полые штанги конструктивно состоят из трубчатой основной части и резьбовых концов, которые присоединяются к трубчатой части с помощью сварки (рис. 4.108).
Рисунок 32 - Конструкция полой насосной штанги
Колонна насосных штанг может выполняться не только из отдельных, дискретных штанг, соединенных между собой с помощью резьбы, но и в виде непрерывной колонны.
10.7 Вспомогательное скважинное оборудование СШНУ
Осложненные условия эксплуатации скважин штанговыми насосными установками требуют применения дополнительных средств, которые обеспечивают повышение надежности работающего оборудования.
Для зашиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в наклонно-направленных скважинах необходимо применять центраторы или протекторы. Центраторы могут выполняться с поверхностями трения качения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготовлении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных роликов. Винтовые ценраторы скольжения по сравнению с цилиндрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Конкретный тип центраторов подбирается в зависимости от показателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах зенитного угла достаточно применять центраторы скольжения. При значительных величинах зенитного угла на интенсивно искривленных участках необходимо применять роликовые центраторы качения, на остальных участках - центраторы скольжения.
Рисунок 33 - Конструкция центраторов.
а - центратор-муфта с роликами
б - центратор-муфта скольжения
в - центратор-скребок промежуточный
При выборе типа конструкций центраторов необходимо учитывать их гидравлические характеристики. Другим нормативным условием выбора центраторов является суммарная стоимость в расчете на одну скважину при прочих равных условиях. Габариты центратора не должны препятствовать проведению спускоподъемных операций в скважине, ловильных и других работ. При откачке пластовой жидкости с высоким содержанием парафина, асфальтенов и смол в колонне НКТ может происходить отложение этих веществ. Для борьбы с асфальто-смоло-парафинистыми отложениями (АСПО) при работе СШНУ применяются штанговые скребки. Как уже отмечалось выше, эти скребки могут быть совмещены с центраторами (так называемые скребки-центраторы.
Рисунок 34 - Пластинчатый скребок на насосной штанге
1 - пластина; 2 - хомут; 3 - штанга.
Еще одним видом дополнительного оборудования для эксплуатации нефтяных скважин с помощью штанговых насосов являются газосепараторы.
Также как и в случае работы установок центробежных насосов газосепараторы обеспечивают уменьшение поступления свободного газа на прием скважинного штангового насоса. Как уже указывалось выше, штанговые насосы обычного исполнения не должны иметь на приеме свободного газа более 10 %, насосы специального исполнения - более 25%. Часто геолого-технические условия эксплуатации нефтяных скважин не позволяют обеспечивать указанное количество свободного газа за счет увеличения глубины спуска, что требует применения газосепараторов.
Все представленные газосепараторы имеют схожий принцип действия - при повороте потока газожидкостной смеси за счет разности плотности газа и жидкости происходит разделение потока. После этого более легкий газ отводится по специальным каналам в затрубное пространство, а поток жидкости подается на прием насоса.
Рисунок 35 - Схемы газовых сепараторов
а - СГВД, б - СГВК, в - СГВЦ, г - СГНЧ, д - СГНП
1, 8, 15, 20, 27, 32 - переводник; 2, 9, 21, 28 - приемная труба;
3, 10, 17, 22, 33 - корпус; 4 - переводник-ограничитель; 5, 13, 24 - труба;
6, 25 - нижний корпус; 7, 19, 31, 34 - наконечник; 11 - газозащитная воронка;
12, 14 - клапан; 16, 23 - ниппель; 18 - шнек, 20 - пеногаситель;
29 - элемент крепления; 30 - газосборная камера
11. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
Еще одним видом штанговых насосных установок для добычи нефти являются винтовые штанговые насосные установки (ВШНУ) с поверхностным приводом. В настоящее время создано большое количество типоразмеров ВШНУ с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3/сут и давлением от 6 до 30 МПа. Причиной достаточно широкого применения ВШНУ служат технико-экономические преимущества по сравнению с другими механизированными способами добычи нефти по сравнению с СШНУ:
· простота конструкции и малая масса привода;
· отсутствие необходимости в возведении фундаментов под привод установки;
· простота транспортировки, монтажа и обслуживания;
· широкий диапазон физико-химических свойств откачиваемых пластовых жидкостей (возможность откачки жидкостей высокой вязкости и повышенного газосодержания);
· уравновешенность привода, постоянство нагрузок, действующих на штанги, равномерность потока жидкости, снижение энергозатрат и мощности приводного двигателя, минимальное эмульгирующее воздействие на откачиваемую жидкость;
· отсутствие клапанов в скважинном насосе по сравнению с УЭВН:
· простота конструкции насоса (отсутствуют шарнирные соединения, пусковые муфты, радиальные и осевые подшипники);
· наземное расположение приводного электродвигателя, что приводит к снижению его стоимости и к отсутствию дорогостоящих гидрозащиты и длинного бронированного кабеля.
Рациональной областью применения ВШНУ являются вертикальные скважины или скважины с малыми темпами набора кривизны с пластовыми жидкостями высокой вязкости, с повышенным содержанием газа и механических примесей. Чаще всего ВШНУ применяются для дебитов от 3 до 50-100 м3/сутки с напором до 1000 - 1500 м, однако, как уже отмечалось, некоторые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добычные возможности.
11.1 Состав установки и ее особенности
ВШНУ (рисунок 36) включат в свой состав наземное и скважинное оборудование.
Наземное оборудование ВШНУ устанавливается на трубной головке скважины и предназначено для преобразования энергии приводного двигателя в механическую энергию вращающейся колонны штанг.
Наземное оборудование состоит из:
· тройника для отвода пластовой жидкости;
· приводной головки;
· рамы для крепления приводного двигателя; - трансмиссии;
· приводного двигателя с устройством управления;
· устройства для зажима (подвески) полированного штока.
Рисунок 36 - Установка винтового штангового насоса
1 - приводная головка,
2 - приводная головка,
3 - превентор,
4 - трубная головка,
5 - полированный шток,
б - штанга,
7 - центратор,
8 - ротор,
9 - статор,
10 - палец,
11 - электродвигатель
Приводная головка предназначена для передачи крутящего момента колонне штанг, восприятия осевых нагрузок от веса штанг и гидравлической силы в рабочих органах насоса, уплотнения устья скважины. Конструктивно приводная головка выполнена на базе корпуса, устанавливаемого на тройник-отвод посредством фланцевого или резьбового соединения. Внутри корпуса, заполненного маслом, на подшипниках качения располагается приводной вал, связанный с ведомым шкивом силовой передачи. В качестве упорного подшипника, воспринимающего осевую нагрузку, используются конический или сферический роликовые подшипники. Для уплотнения вращающегося приводного вала или полированного штока служит одинарное или сдвоенное сальниковое устройство с использованием уплотнительных колец или мягкой набивки.
Для предотвращения обратного вращения колонны штанг после остановки приводного двигателя приводная головка оснащается тормозным устройством механического или гидравлического типа. Это устройство необходимо для восприятия момента кручения от колонны насосных штанг и не допускает отворота резьб штанг и обратного вращения, как самой колонны штанг, так и элементов при водной головки и трансмиссии. В отдельных компоновках ВШНУ для удобства обслуживания установки под приводной головкой устанавливается дополнительный сальник или плошечный превентор. Первый служит для замены основного сальника без остановки насоса, что особенно актуально в зимних условиях эксплуатации ВШНУ, второй - для герметизации устья скважины при ремонте поверхностного оборудования. В ряде моделей ВШНУ зарубежных фирм приводная головка снабжается ограничителем крутящего момента.
Рама под приводной двигатель при использовании клиноременной силовой передачи оснащается устройством натяжения ремней. Зажим полированного штока, как правило, осуществляется двумя полухомутами, внутренняя цилиндрическая поверхность которых закрепляется со штоком с помощью четырех или шести болтов, а наружная профилированная поверхность (например, прямоугольная) вставляется в ступицу приводного вала. Скважинное оборудование ВШНУ состоит из колонны НКТ, в нижней части которой устанавливается статор насоса и вращающейся в центраторах колонны штанг, нижний конец которой соединен с ротором насоса.
Компоновка низа колонны НКТ в зависимости от условий эксплуатации скважины может включать следующие элементы: фильтр; газовый и песочный сепараторы; динамический якорь (анкер); центратор или фонарь статора; обратный и циркуляционный клапаны; упорный палец насоса. Динамический якорь, устанавливаемый ниже статора, фиксирует НКТ относительно эксплуатационной колонны в радиальном на правлении, допуская при этом их вертикальное перемещение. Включение в скважинное оборудование ВШНУ якоря обусловлено тем, что при правом (по часовой стрелке) вращении штанговой колонны реактивный момент, возникающий на корпусе статора насоса, работает на отворот резьб статора и НКТ. Якорь целесообразно использовать при больших крутящих моментах, обусловленных диаметром винта или давлением насоса. При отсутствии якоря при монтаже ВШНУ необходимо обеспечить требуемые моменты крепления резьбовых соединений НКТ.
Упорный палец в насосе служит для правильной подгонки длины колонны штанг при монтаже винтового насоса. Штанговые невращающиеся центраторы, выполняющие функцию промежуточных радиальных опор, могут быть представлены двух конструктивных исполнениях:
· неразборные, размещенные непосредственно на полноразмерной или укороченной штанге по специальной технологии в заводских условиях;
· разборные, устанавливаемые между муфтами стандартных штанг.
Наиболее рационально применять штанговые центраторы, обеспечивающие их неподвижность относительно колонны НКТ, что приводит к снижению расхода электроэнергии и износа НКТ. Центраторы выполняются из пластмасс или композитных материалов работоспособных в различных средах и температурных условиях. Несколько нижних штанг, расположенных в непосредственно близости к эксцентрично вращающемуся ротору, центраторами не оснащаются. Надежность работы ВШНУ во многом зависит от точности осевой подгонки ротора в статор, определяемой по разгрузке веса колонны штанг при помощи индикатора веса на подъемном агрегате или вращению колонны штанг при перемещении ротора в статоре. Для осевой подгонки ротора в компоновку колонны штанг, также как и в СШНУ, включаются укороченные штанги длиной от 1 до 3 м. Точная подгонка, как и в СШНУ, обеспечивается за счет захвата полированного штока (в ВШНУ имеющего название полированного или приводного вала) специальными полухомутами в любом месте поверхности. При работе установки ВШН поднимаемая пластовая жидкость движется в кольцевом зазоре между колоннами НКТ и штанг и далее через боковой отвод тройника поступает в промысловый коллектор.
11.2 Классификация ВШНУ
В зарубежной и отечественной практике известно большое количество схем и типоразмеров ВШНУ, которые можно классифицировать следующим образом:
по типу привода:
с электроприводом, объемным гидроприводом, приводом от ДВС и газового двигателя.
по кинематической схеме привода:
с одно- и двухступенчатой трансмиссией.
по типу ременной передачи:
с клиноременными и зубчатыми ремнями.
по конструкции вала приводной головки:
с цельным и полым валом.
по расположению приводного двигателя:
с вертикальным и горизонтальным расположением оси двигателя
по способу регулирования скорости приводного вала:
с регулируемым приводным двигателем (электрическим или гидравлическим) и с регулируемым передаточным отношением трансмиссии, осуществляемым сменой шкивов ременной или введением в кинематическую схему механического вариатора передачи.
по кинематическому отношению рабочих органов винтового насоса различают насосы с однозаходным ротором и многозаходными рабочими органами.
по схеме закрепления статора различают:
трубный и вставной винтовые насосы.
по схеме закрепления низа НКТ относительно обсадной колонны:
со свободным и заякоренным низом.
по кинематической схеме насоса:
с вращающимся внутренним элементом (винтом) и с вращающимся наружным элементом (обоймой).
11.3 Привод скважинных штанговых винтовых насосов
Как указывалось выше, привод винтовых штанговых насосов может иметь разное исполнение. Наиболее часто используется механический привод с одноступенчатой клиноременной трансмиссией (рисунок 37, в). Такой привод имеет минимальную стоимость и массу, а для изменения частоты вращения колонны штанг (для изменения величины подачи винтового насоса) необходимо провести замену шкивов клиноременной передачи.
Рисунок 37 - Схемы приводов винтового штангового насоса
а - с планетарной трансмиссией, б - с зубчатой трансмиссией,
в - с клиноременной трансмиссией
1 - электродвигатель, 2 - планетарный редуктор,
3 - муфтовое соединение вала привода и полированного штока,
4 - корпус уплотнения полированного штока
Представленные на рисунке 37 а и б схемы приводов с зубчатыми редукторами имеют меньшее распространение из-за необходимости соединения тихоходного вала редуктора с полированным штоком, что приводит к сложности подгонки длины колонны штанг. Кроме того, изменение частоты вращения привода возможно только за счет изменения скорости вращения вала электродвигателя.
Список литературы
1. Нефтегазопромысловое оборудование. Под общей редакцией В. Н. Ивановского - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.
2. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти - М.: Нефть и Газ, 2007
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Разработка нефтяных месторождений на предприятии Нефтегазодобывающее управление "Повхнефтегаз". Способы бурения и добычи нефти, основное и вспомогательное оборудование. Эксплуатация насосов в осложненных условиях. Подземный и капитальный ремонт скважин.
отчет по практике [1,7 M], добавлен 27.03.2019Эксплуатация скважин центробежными погружными насосами. Насосы погружные центробежные модульные типа ЭЦНД. Установка ПЦЭН специального назначения и определение глубины его подвески. Элементы электрооборудования установки и погружной насосный агрегат.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 27.02.2009Описание основных способов добычи нефти. Характеристика оборудования для эксплуатации нефтяных скважин фонтанным способом: арматура, запорные и регулирующие устройства, фланцевые соединения. Особенности и принцип действия газлифтной эксплуатации скважин.
реферат [8,7 M], добавлен 17.05.2012Производство и использование для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов. Состояние нефтяной промышленности РФ. Разработки по повышению показателей работы насоса и увеличение наработки на отказ. Межремонтный период работы скважин.
реферат [262,7 K], добавлен 11.12.2012Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении "Самотлор". Выбор способа и интервала зарезки. Характеристика и анализ фонда скважин месторождения. Устьевое и скважинное оборудование. Состав и свойства нефти и газа.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.06.2013Описание фонтанного способа эксплуатации скважины, позволяющего добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Оборудование фонтанной скважины. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда.
реферат [2,5 M], добавлен 12.11.2010Использование энергии взрыва для интенсификации скважной добычи геотехнологическим способом. Характеристика газлифтного способа добычи нефти. Принципиальная схема гидродобычи, опыт эксплуатации скважин плунжерным лифтом и установкой с перекрытым выкидом.
реферат [162,6 K], добавлен 30.01.2015Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения . Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 28.10.2011История бурения скважин и добычи нефти и газа. Происхождение термина "нефть", ее состав, значение, образование и способы добычи; первые упоминания о газе. Состав нефтегазовой промышленности: значение; экономическая характеристика основных газовых баз РФ.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 14.07.2011Характеристика оборудования для добычи и замера дебита нефти, газа, воды и капитального ремонта скважин. Конструкции установок штангового глубинного насоса. Схема и принцип работы автоматических групповых замерных установок. Дожимная насосная станция.
реферат [852,0 K], добавлен 11.11.2015
