Развитие добычи нефти штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Шсну для добычи нефти


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.

studfiles.net

Скважинная штанговая глубинно-насосная установка для добычи нефти нухаил

 

Использование: в нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения: состоит из двух насосов: верхнего, основного рабочего насоса двойного действия с всасывающими и нагнетательными клапанами надплунжерной и подплунжерной полостей и нижнего глубинного насоса, подкачивающего нефть из пласта внутрь перепускной камеры, в качестве которой используется внутренняя полость НКТ. Новым в установке является верхнее и нижнее расположение насосов, плунжеры которых объединены штанговой колонной, а цилиндры - перепускной камерой, причем цилиндр верхнего насоса двойного действия связан с перепускной камерой через переходник перепускной камеры (внутренняя полость НКТ) и всасывающие клапаны надплунжерной и подплунжерной его полостей. Расположение верхнего насоса двойного действия в самом верху скважины, с планшайбой его головки над поверхностью земли, с всасывающими и нагнетательными клапанами подплунжерных полостей и глухим плунжером, а нижнего, подкачивающего, глубинного насоса в самом низу скважины, с площадью верхнего, глухого плунжера, вдвое меньшей чем нижнего, позволяет использовать для обеспечения работы верхнего насоса двойного действия камеру компенсации объема, располагающуюся над планшайбой головки глубинного насоса. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к технике добычи нефти и пластовых жидкостей из буровых скважин, в частности, к скважинным штанговым насосам и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности, а также для добычи минерализованных и простых вод из глубоких скважин.

Известна скважинная штанговая глубинно-насосная установка для добычи нефти, содержащая насосно-компрессорную трубу с нижней клапанной системой, внутри которой, вверху и внизу установлены два насоса, плунжеры которых соединены между собой штанговой колонной для совершения вместе с ней возвратно-поступательного движения, при этом нижний насос содержит полый плунжер с напорно-перепускным клапаном, а плунжер верхнего насоса выполнен непроточным (SU, авторское свидетельство, 1108241, кл. F 04 B 47/02, 1982). Указанное устройство обладает рядом недостатков. Наиболее близким по количеству объединяющих признаков является изобретение по авторскому свидетельству N 1108241, опубликованное 15.08.84 в бюллетене N 30, в котором также используется два последовательно установленные в нижней части НКТ глубинного насоса одинакового диаметра плунжера, соединенные штоком, цилиндры которых объединены перепускной камерой с отверстиями, соединяющими ее с надплунжерным пространством верхнего насоса и через запорный клапан соединяющиеся с надплунжерным пространством нижнего насоса, причем подплунжерная полость верхнего насоса соединяется со скважиной. Указанные прототип и аналог обладают рядом общих недостатков, основные из которых следующие. В частности, расположение обоих насосов в нижней части глубокой скважины вызывает необходимость соединения подплунжерного пространства верхнего глухого плунжера со скважиной, что снижает КПД установки и приводит к дополнительному расходу энергии, т.к. при ходе вверх жидкость из скважины засасывается, а при ходе штанговой колонны вниз - выдавливается обратно в скважину. Кроме того, выдача жидкости из установки на поверхность происходит только при ходе плунжеров вместе со штанговой колонной вверх, когда клапан нижнего насоса закрыт и жидкость из НКТ выдавливается из установки на поверхность, а при ходе вниз жидкость заполняет надплунжерные пространства. При этом КПД хода в обоих случаях не превышает 50%, а если учитывать возможные протечки жидкости между плунжерами и цилиндрами, то общий КПД добычи будет менее 50%. Кроме того, штанговая колонна испытывает знакопеременные нагрузки, которые приводят ее к усталостному разрушению и выходу установки из строя. Кроме того, не весь объем забираемой из пласта жидкости выдается на поверхность, т.к. из камеры сжатия, которой в обоих случаях является внутренний НКТ, при ходе вверх выходит наружу объем полированного штока, а его объем заполняет выдавливаемая жидкость. На эту же величину объем увеличивается при ходе штанги вниз, но из-за его небольшой величины и наличия в жидкости газообразных компонентов выдачи жидкости на поверхность не происходит. Таким образом, эти 20% от общего объема забираемой из пласта жидкости постоянно "болтаются" внутри НКТ, увеличивая удельные затраты энергии на куб. метр добываемой жидкости. Необходимость создания давления, иногда до 30 кгс/см2, определяемого сопротивлением наружных коммуникаций, приводит к возрастанию протечек жидкости обратно в нефтеносный слой, а загрязнение жидкости механическими включениями приводит к повышенному износу насосов и их выходу из строя. Использование для выдачи жидкости на поверхность глубоко расположенных в скважине насосов приводит к значительным затратам энергии, т.к. при ходе плунжеров вверх необходимо преодолевать значительные силы, складывающиеся из веса штанговой колонны, веса столба жидкости над плунжером, сил трения, создание давления для выдавливания жидкости на поверхность, а значительный вес штанговой колонны при ходе вниз практически не используется, а это, по меньшей мере, несколько тонн. Технической задачей, поставленной в настоящем изобретении, является ликвидация всех указанных выше недостатков, достижение высокой надежности, роста выдачи жидкости со скважины за счет выдачи на поверхность всего объема забираемой из нефтепласта жидкости, снижение затрат электроэнергии на добычу и уменьшение затрат на ремонт и обслуживание скважин. Эта задача достигается тем, что насосно-компрессорная труба выполняет роль перепускной камеры между нижним, перекачивающим нефть из пласта внутрь насосно-компрессорной трубы, насосом и верхним насосом двойного действия, установленного в верхней части переходника насосно-компрессорной трубы, имеющего фланец, соединяющий переходник с колонным фланцем обсадной трубы скважины, а верхний насос двойного действия крепится к колонному фланцу через планшайбу, в которой размещены всасывающие и нагнетательные клапаны надплунжерной и подплунжерной полостей верхнего насоса двойного действия и каналы, соединяющие установленную над планшайбой камеру компенсации объема через всасывающий клапан с надплунжерной полостью верхнего насоса и через внутреннюю полость переходника с перепускной камерой установки, планшайба имеет также узел сальникового уплотнения верхнего звена полированного штока, причем в нижней плоскости планшайбы жестко крепится корпус верхнего насоса двойного действия, содержащий две концентрические стенки с щелевой полостью между ними, при этом внутренняя стенка является цилиндром верхнего насоса, имеющего в нижней части перепускные окна, через которые подплунжерная полость соединена с щелевой полостью корпуса верхнего насоса, которая через всасывающий клапан в планшайбе соединена с перепускной камерой установки, а через нагнетательный клапан - с наземными коммуникациями сбора нефти, снизу корпус верхнего насоса двойного действия имеет крышку с сальниковым уплотнением нижнего звена полированного штока. Кроме того, камера компенсации объема выполнена герметичной и заполнена воздухом, а площадь поперечного сечения непроточного плунжера верхнего насоса двойного действия вдвое меньше площади полого плунжера нижнего подкачивающего насоса. На фиг. 1 изображен разрез общего вида установки в положении штанги и плунжеров обоих насосов в конце хода "вниз"; на фиг. 2 - тот же разрез общего вида в положении конца хода "вверх"; на фиг. 3 - разрез А-А фиг. 1 и фиг. 2. Установка монтируется на головном фланце 1 оголовка скважины, соединенного с эксплуатационной трубой 2 скважины, причем вначале устанавливается НКТ (перепускная камера) 8, с переходником 7 с фланцем, а затем устанавливается верхний насос двойного действия с штанговой колонной и полым плунжером нижнего, подкачивающего насоса (цилиндр и клапанная система устанавливаются одновременно (совместно) с НКТ). Головка верхнего насоса двойного действия состоит: из планшайбы 3, на которой сверху монтируется камера компенсации объема 4, которая через каналы 5 и 6 в планшайбе 3 соединена с внутренней полостью переходника 7, перепускной камеры 8. Планшайба 3 снабжена сальниковым устройством 9, через которое проходит верхняя часть полированного штока штанговой колонны. На нижней плоскости планшайбы 3 крепится корпус верхнего насоса двойного действия 11, который имеет две концентрические стенки - наружную 12 и внутреннюю 13 с щелевой полостью между ними, являющуюся цилиндром верхнего насоса, в нижней части которого имеются всасывающе-напорные окна 14, внутри цилиндра, на полированном штоке смонтирован глухой плунжер 15, а в нижней крышке корпуса насоса устанавливается сальниковое уплотнение 16 для уплотнения полированного штока. В корпусе планшайбы 3, располагающейся выше земли, монтируются два всасывающих клапана, один из которых 17 соединен с подплунжерной полостью, а второй 18 - с надплунжерной верхнего насоса двойного действия, и два нагнетательных клапана с выходным патрубками, соединяющими их с общим сборным коллектором нефти 19 (патрубки не пронумерованы, а коллектор не показан), подплунжерной полости и надплунжерной полости 20. Нижний, подкачивающий насос установки "НУХАиЛ", располагается внутри перепускной камеры 8 (внутренняя полость НКТ), снабженной всасывающим клапаном 21 и, в свою очередь, состоит из цилиндра 22, соединенного с перепускной камерой, и полого плунжера 23, с напорно-перепускным клапаном 24, причем сам плунжер соединен со штанговой колонной. Работает установка "НУХАиЛ" следующим образом. При ходе штанговой колонны с полированным штоком 10 вместе с плунжерами обоих насоса "вниз" клапан 21 перепускной камеры 8 закрывается, а клапан 24 полого плунжера нижнего насоса открывается и нефть, вернее, жидкость поступает в надплунжерное пространство, в перепускную камеру 8. Плунжер верхнего насоса двойного действия 15, двигаясь вниз, выдавливает из подпружиненного пространства через окна 14, и напорный клапан 19, жидкость в сборный коллектор, а надплунжерное пространство под действием создавшегося в нем разряжения, из камеры компенсации объема 4 через канал 5 и всасывающий клапан 18 в надплунжерную полость поступает и заполняет ее жидкостью. Туда же поступает жидкость, выдавливаемая из перепускной камеры 8, входящим в нее полированным штоком. При холе плунжеров "вверх" клапан 24 плунжера нижнего насоса закрывается, а клапан перепускной камеры 21 открывается и под действием создаваемого разрежения нефть (жидкость) из пласта поступает в подплунжерную полость нижнего подкачивающего насоса, а поднимаемая нижним плунжером жидкость через всасывающий клапан верхнего насоса двойного действия (50% от всего объема подаваемого нижним подкачивающим насосом жидкости). Плунжер верхнего насоса 15, поднимаясь "вверх", выдавливает через напорный клапан 24 жидкость (нефть) в сборный коллектор. Так как диаметры, а, следовательно, и площади их разные (площадь нижнего полого плунжера в два раза больше площади верхнего глухого плунжера), то после заполнения подплунжерной полости верхнего насоса излишняя жидкость, поднимаемая нижним насосом из переходника 7, и каналы 5 и 6, в планшайбе заполняет камеру компенсации объема 4, сжимая до 0,5 - 0,6 кгс/см2 находящийся в ней воздух. При повторном движении плунжеров "вниз" цикл повторяется. Таким образом достигается выдача 50% нефти (жидкости) за счет веса штанговой колонны/ экономится до 18% эл. энергии и выдается из скважины на 20% больше нефти.

Формула изобретения

1. Скважинная штанговая глубинно-насосная установка для добычи нефти, содержащая насосно-компрессорную трубу с нижней клапанной системой, внутри которой вверху и внизу установлены два насоса, плунжеры которых соединены между собой штанговой колонной для совершения вместе с ней возвратно-поступательного движения, при этом нижний насос содержит полый плунжер с напорно-перепускным клапаном, а плунжер верхнего насоса выполнен непроточным, отличающаяся тем, что насосно-компрессорная труба выполняет роль перепускной камеры между нижним, подкачивающим нефть из пласта внутрь насосно-компрессорной трубы, насосом и верхним насосом двойного действия, установленного в верхней части переходника насосно-компрессорной трубы, имеющего фланец, соединяющий переходник с колонным фланцем обсадной трубы скважины, а верхний насос двойного действия крепится к колонному фланцу через планшайбу, в которой размещены всасывающие и нагнетательные клапаны надплунжерной и подплунжерной полостей верхнего насоса двойного действия и каналы, соединяющие установленную над планшайбой камеру компенсации объема через всасывающий клапан с надплунжерной полостью верхнего насоса и через внутреннюю полость переходника с перепускной камерой установки, планшайба имеет также узел сальникового уплотнения верхнего звена полированного штока, причем к нижней плоскости планшайбы жестко крепится корпус верхнего насоса двойного действия, содержащий две концентрические стенки с щелевой полостью между ними, при этом внутренняя стенка является цилиндром верхнего насоса, имеющего в нижней части перепускные окна, через которые подплунжерная полость соединена с щелевой полостью корпуса верхнего насоса, которая через всасывающий клапан в планшайбе соединена с перепускной камерой установки, а через нагнетательный клапан с наземными коммуникациями сбора нефти, снизу корпус верхнего насоса двойного действия имеет крышку с сальниковым уплотнением нижнего звена полированного штока. 2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что камера компенсации объема выполнена герметичной и заполнена воздухом. 3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что площадь поперечного сечения непроточного плунжера верхнего насоса двойного действия вдвое меньше площади полого плунжера нижнего подкачивающего насоса.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

www.findpatent.ru

Развитие добычи нефти штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Расчет и подбор оборудования штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ)

Похожие главы из других работ:

Глубинно-насосный способ добычи нефти

1. Глубинно - насосный способ добычи нефти

Скважинная добыча нефти осуществляется или путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при помощи использования механизированного способа поднятия жидкости...

Деятельность территориально-производственного предприятия "Когалымнефтегаз"

5. Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (ШСНУ)

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л...

Деятельность территориально-производственного предприятия "Когалымнефтегаз"

6. Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ)

Электрическая погружная насосная установка состоит из семи основных составных частей: электродвигателя, многоступенчатого центробежного насоса, уплотнительной секции, силового кабеля, соединительного кабеля двигателя...

Деятельность территориально-производственного предприятия "Когалымнефтегаз"

7. Эксплуатация скважин малораспространенными насосными установками

Установки роторно-вихревых насосов доказали свою технико-экономическую эффективность. Для успешного внедрения этого вида оборудования необходимо уточнить области их применения (скорее всего - малодебитные скважины...

История добычи нефти в России

1. Начало добычи нефти в России

Коммерческая добыча нефти впервые началась во второй половине девятнадцатого века, на протяжении веков нефть добывалась людьми, которые жили в разных уголках мира, где нефть просачивалась на поверхность...

Обеспечение безопасности при работе с СВЧ установками

Глава 2. Обеспечение безопасности при работе с СВЧ установками

...

Оборудование обвязки обсадных колонн

2.1 Комплексы управления скважинными клапанами-отсекателями КУСА и КОУК

Комплексы управления скважинными клапанами - отсекателями КУСА (рисунок 7.) и КОУК (рисунок 8) предназначены для эксплуатации фонтанирующих нефтяных скважин и обеспечения герметичного перекрытия ствола скважины в случае разгерметизации устья...

Первые упоминания о способах добычи нефти и газа

1.4 Первые способы добычи нефти

Примитивные способы добычи нефти Добыча нефти ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: 1) сбор нефти с поверхности земли, водоемов, 2) обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью...

Первые упоминания о способах добычи нефти и газа

Глава 3. История бурения и добычи нефти и газа

...

Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти из скважин

1.1. Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти из скважин

Компания «Борец» производит полнокомплектные установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти: - в габарите 5" - насос с наружным диаметром корпуса 92 мм, для обсадных колонн с внутренним диаметром 121...

Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

1. Фонтанный способ добычи нефти. Оборудование при фонтанном способе добычи нефти

Фонтанный способ - самый лучший способ эксплуатации, т.к. не требует источников энергии (насосов и т.п.). Оборудование при этом способе простое и надежное. Фонтанная эксплуатация скважин возможна...

Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

1.2 Состав скважинного оборудования при фонтанном способе добычи нефти

Рисунок 7 - Схема компоновки комплекса подземного оборудования 1 - колонная головка 2 - запорная арматура 3 - ОК 4 - НКТ 5 - телескопическое соединение 6 - перепускной клапан 7 - ингибиторный клапан 8 - разъединитель колонны 9 - клапан-отсекатель 10...

Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

10. Установки скважинных штанговых насосов для добычи нефти

В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса, спускаемого в скважин и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности...

Эксплуатация скважин с использованием плунжерных лифтов

1. Характеристика газлифтного способа добычи нефти

Подъем жидкости из нефтяных скважин при газлифте осуществляется посредством использования энергии закачиваемого в них газа или газа, поступающего из пласта...

Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

1. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

Наиболее общая задача проектирования эксплуатации скважин штанговыми насосными установками (ШСНУ) формулируется следующим образом: выбрать компоновку основного насосного оборудования и режим его работы для конкретной скважины (или группы...

prod.bobrodobro.ru


Смотрите также