7.3. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти. Насос добычи нефти


7.3. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти

Как уже было сказано ранее, более половины запасов нефти в России относится к трудноизвлекаемым, причем значительную долю составляют высоковязкие нефти (30 сП и более). Кроме того, увеличился удельный вес месторождений с низкими дебитами скважин.

При эксплуатации этих месторождений использование традиционных технических средств механизированной добычи нефти (штанговые скважинные насосы, центробежные бесштанговые насосы, газлифт) малоэффективно.

Многолетний опыт эксплуатации насосов с погружными электродвигателями показал, что винтовые насосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычи высоковязких нефтей. В России такие насосы серийно выпускает ОАО «Ливгидромаш».

Высокая эффективность применения электропогружных винтовых насосов (ЭВН) подтверждена при эксплуатации месторождений с вязкой нефтью, таких как Нурлатское («Татнефть») и Усинское («Коминефть»).

Как показывает промысловый опыт, установки ЭВН следует внедрять преимущественно в таких районах, где эксплуатация другого оборудования малоэффективна или совсем невозможна. Это в основном относится к месторождениям со сложными условиями эксплуатации, такими, например, как с вязкой нефтью, с большим содержанием газа при высоком давлении насыщения, с низким коэффициентом продуктивности и др.

Принята следующая структура условного обозначения установок (рис. 7.5.):

Главное преимущество погружных винтовых насосов по сравнению с погружными центробежными состоит в том, что с повышением вязкости до определенных пределов (200 сП) параметры насоса остаются практически неизменными, в то время как параметры центробежного насоса с увеличением вязкости резко снижаются. А при вязкости более 200 сП эксплуатация погружных центробежных насосов становится невозможной.

Следует отметить, что одним из осложняющих факторов добычи нефти является повышенное газосодержание пластовой жидкости. В данных условиях эффективно применять винтовые насосы, так как наличие 50 % свободного газа на приеме насоса не вызывает снижения его рабочих характеристик.

Винтовые насосы также эффективно применять в искривленных скважинах. Во-первых, угол наклона ствола скважины в месте установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры.

Во-вторых, установки ЭВН имеют незначительную длину, что облегчает прохождение скважинного агрегата по наклонно-направленной скважине.

Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).

7.3.1. Принцип действия винтовых насосов

В объемном насосе рабочий процесс основан на вытеснении жидкости из рабочей камеры, герметично отделенной от полости всасывания и нагнетания. Насосы этого типа имеют большую жесткость характеристик при изменении параметров, возможность перекачивания небольших объемов жидкостей при высоких давлениях, а также жидкостей с широким диапазоном значений вязкости и жидкости с газовой составляющей.

Надежность и долговечность работы в заданных условиях служат одними из решающих факторов при выборе типа насоса.

Отличительная особенность одновинтового насоса как насосароторного типа заключается в наличии развитых поверхностей трения, мест со щелевым уплотнением. Поэтому - обеспечение режима жидкостного трения между ротором и статором является необходимым и достаточным условием высокого ресурса насоса.

Рассмотрим условия работы насоса при установившемся режиме (п = const).

На обеспечение режима жидкостного трения будут влиять геометрические параметры винтовых поверхностей ротора и статора и в конечном итоге зазор между ними, свойства материалов и чистота обработки поверхностей ротора и статора, скорость перемещения ротора в статоре; свойства перекачи­ваемой среды; обеспечение теплового баланса поверхностей скольжения в пределах, допускаемых выбранными материалами. Наиболее часто используется максимально простое конструктивное и технологическое решение одновинтового насоса: ротором служит винт, а статором — обойма насоса. Винт металлический, а обойма — резинометаллическая с внутренней поверхностью из синтетического каучука или другого эластомера.

Кинематическая схема одновинтового механизма показана на рис. 7.6.

Винт в обойме совершает сложное планетарное движение. Он вращается не только вокруг своей оси О2, его ось одновременно перемещается по окружности диаметром, равным двум эксцентриситетам (2е) в обратном направлении. Это второе движение винта вызывается его качением на отрезке 2—3 и скольжением на отрезке 5—6 стенок обоймы. Неподвижное зубчатое колесо т с внутренним зацеплением и центром O1, являющимся осью обоймы, имеет диаметр D = 4е. По нему без скольжения катится колесо п диаметром d1 = 2e, которое принадлежит винту и вращается вокруг своей оси в обратном направлении. Во время вращения винта центр любого его поперечного сечения непрерывно перемещается по прямой от верхнего положения А до нижнего положения В и обратно. Это перемещение сверху вниз совершается за один оборот винта, причем точка на окружности п, перемещаясь внутри неподвижной окружности т, описывает гипоциклоиду. Если диаметр перемещающейся окружности равен половине диаметра неподвижной окружности, то гипоциклоида преобразуется в прямую линию ЛВ длиной, равной диаметру неподвижной окружности т.

На рис. 7.7 показаны восемь положений винта в обойме,сменяющих друг друга в течение одного оборота вала привода.

При качении окружности п по окружности т в направлении по часовой стрелке из положения 1 в положение 5 круг К (сечение винта) движется вниз, причем он вращается против часовой стрелки и скользит но стенке 6—5 обоймы. Прямая АВ поворачивается на определенный угол, отвечающий форме и шагу винтовой линии обоймы.

Геликоидальная поверхность винта (рис. 7.8.) образуется перемещением окружности К, вдоль оси винта О—О при условии, что центр окружности перемещается по винтовой линии М—М. отстоящей от оси О—О на величину эксцентриситета е винта.

Внутренняя поверхность обоймы образуется винтообразным движением плоскости поперечного сечения 1 — 2 — 3 — 4—5—6 (см. рис. 7.6), которая вращается вокруг оси О, обоймы и соразмерно перемещается вдоль этой оси. Полный поворот этой плоскости на 360° при равномерном перемещении ее вдоль оси обоймы составит длину шага обоймы Т= 2 t, где t — шаг винта.

Между винтом и обоймой образуются замкнутые полости (см. рис. 7.7.), которые заполняются перекачиваемой жидкостью. Сечение этих полостей имеет форму полумесяца.

Вместе с вращением винта полости или камеры, наполненные жидкостью, перемешаются вдоль оси обоймы из приемной полости в полость нагнетания, причем за каждый оборот винта жидкость в камере переместится в осевом направлении на длину шага обоймы Т.

Сечение, заполняемое жидкостью, постоянно по длине обоймы и определяется площадью прямоугольника со сторонами 4е и D или F= 4еD, где D — диаметр винта.

При частоте вращения п оборотов теоретическая подача, насоса

Q1= 4еDTn, а действительная подача Qg = Q1 ηоб= 4еTпηоб,

где ηоб — объемный КПД одновинтового насоса.

Оптимальным законом распределения давления по длине обоймы должна быть эпюра 1 в форме треугольника ОАБ (рис. 7.9), где ОБ — длина обоймы, а р — заданное давление. На практике могут быть нежелательные отклонения. Так, гипотенуза 2 треугольника ВАБ показывает, что рабочее давление р насоса распределяется не на всю длину насоса ОБ, а лишь на крайние витки ВБ. Это значит, что натяг в рабочих органах велик и эластомер будет интенсивно разрушаться.

Гипотенуза 3 треугольника А'ОБ показывает, что насос собран с зазором и не развивает заданного давления р, что также неприемлемо. Оптимален вариант, когда давление р распределяется по всей длине обоймы равномерно.

Экспериментальные кривые 4, 5, 6 и 7 (см. рис.7.9) сняты на идентичных по натягу насосах с различной длиной обоймы. Фактические данные хорошо корреспондируются с теоретической эпюрой 1 и подтверждают возможность получения пропорционального нарастания давления по длине обоймы. Учитывая, что на максимальном достигнутом давлении в 250 кгс/см2 насос не будет иметь достаточного ресурса, на основании многолетнего опыта рекомендуется брать в расчет перепад давления между соседними камерами: Δр = 45—50 м.

Длина обоймы L связана с напором насоса Н, шагом винта и перепадом давления между соседними камерами следующей зависимостью:

(7.5) 

Под натягом понимается разность между диаметром поперечного сечения винта и внутренним диаметром обоймы. Если эта разность отрицательна, имеется зазор в этой рабочей паре.

studfiles.net

Насосный способ добычи нефти. Добыча нефти установками скважинных штанговых насосов (УСШН). Элементы оборудования УСШН

ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Глубинная штанговая насосная установка (рис. 11.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или не вставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания станка-качалки.

Редуктор с постоянным передаточным числом, заполненный маслом, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки: пирамида, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении.

Рисунок 11.1 – Схема установки штангового скважинного насоса

Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода плунжера.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 – 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 – 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода. Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Похожие статьи:

poznayka.org

Насосные установки для добычи нефти

    Практика эксплуатации нефтяных скважин, оборудованных глубинно-насосными установками, показывает, что наиболее уязвимый узел всей установки — колонна штанг. Число и характер поломок штанг на каком-либо месторождении зависят от конкретно сложившихся условий добычи нефти. [c.376]

    Штанговые скважинные насосы — малогабаритные (по диаметру) плунжерные насосы, опускаемые в скважину ниже динамического уровня жидкости (на 5—6 м). Штанговая насосная установка (рис. 12) включает собственно штанговый насос 1 и станок-качалку, который служит приводом установки. Насос состоит из следующих основных узлов наружного цилиндра 11, плунжера 10, совершающего поступательные (возвратно-поступательные) движения внутри цилиндра всасывающего 12 и нагнетательного 9 шаровых клапанов. Цилиндр насоса представляет собой составную полую втулку длиной от 2 до 7 м и с внутренним диаметром 28 32 38 43 мм. Цилиндр собирают из различного числа (от 2 до 29) отдельных полых втулок длиной по 300 мм, изготовленных из серого чугуна или стали. Плунжер штангового насоса изготовляют из стальной трубы длиной 1200 мм с толщиной стенки от 5 до 9,5 мм. На обоих концах плунжера нарезана резьба для присоединения корпусов клапанов и переводников. Поверхность плунжера шлифуют, хромируют и полируют, что повышает износостойкость пары "цилиндр — полунжер". Для добычи нефти применяют штанговые плунжерные насосы двух видов невставные НСН-1 и НСН-2 и вставные НСВ-1 скважинные насосы. У невставных скважинных насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на насоснокомпрессорных трубах. Плунжер с нагнетательным клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Не- [c.60]

    Насосные установки для добычи нефти [c.74]

    За последнее время для механизированной добычи нефти разработаны и прошли промышленные испытания новые иды насосов — винтовые и гидропоршневые. Винтовой насос — это тоже погружной насос с приводом от электродвигателя, но жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Применение подобных винтовых насосов особенно эффективно при извлечении из скважин нефтей с повышенной вязкостью. Гидропоршневой насос — это погружной поршневой насос, приводимый в действие потоком жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При атом в скважину опускают два ряда концентрических труб диаметром 63 и 102 мм. Насос опускают в скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и давлением жидкости прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень насоса откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее по межтрубному пространству на поверхность. J [c.63]

    Имеется значительное количество методов расчета установок непрерывного действия. Различные варианты расчетов являются необходимыми в связи с уникальными механическими принципами работы различных типов газлифтных клапанов, используемых для добычи нефти в скважинах. Различные типы клапанов могут отличаться друг от друга, начиная от принципов работы и кончая различными пропорциональными реакциями пружин клапанов. Купол клапана может находиться под давлением или работать без давления. Фонтанные штуцеры могут быть установлены до или после отверстия, и клапаны могут быть чувствительными в первую очередь к давлению в обсадных или в насосно-компрессорных трубах. Все эти характеристики оказывают влияние при выполнении расчетов специфичных установок. Однако, точные градиентные кривые являются важной частью общих расчетов для любой правильно разработанной установки непрерывного газлифта независимо от типа выбранного клапана. Информация, приведенная в данном разделе относится к системам непрерывного газлифта и не ограничена специальными расчетными методиками. [c.95]

    Основные направления научной работы связаны с вопросами применения гидроакустической технологии для интенсификации процессов бурения и добычи нефти, интенсификации нефтеотдачи пластов, разработки нефтяных месторождений и пераработки нефти. Предложена технология для подземной дегазации, дистилляции и радиационно-термического крекинга, установка для измерения и исследования продукции скважин, штанговая насосная установка для эксплуатации малодебитных скважин, скважинный вихревой насос, штанговая глубинно-насосная установка. Предложены гидроакустическая техника и технология для получения промышленного битума и технического углерода, гидроакустическая форсунка для различных отраслей промышленности, в т. ч. для нефтехимии и нефтепереработки. [c.148]

    Для того чтобы продолжать добычу, приходится спускать в скважину на трубах насосы, выкачиваюш ие нефть. Насосная добыча нефти обходится гораздо дороже фонтанной, так как она связана с установкой дополнительного оборудования, расходом электроэнергии и большой затратой труда на обслуживание установок. [c.78]

    Основная продукция компании - комплектные погружные насосные установки (УЭЦН) для добычи нефти, поддержания пластового давления, различное наземное оборудование, в том числе системы управления. Нашими установками добывается треть российской нефти. [c.46]

    Штанговые насосные установки имеют ряд недостатков тяжелое громоздкое оборудование при больших глубинах с1 ва-жин, частые обрывы штанг вследствие больших нагрузок, ослОЖ нения при добыче нефти в наклонных скважинах, недостаточная подача для отбора больших объемов жидкости. Поэтому в настоящее время все большее применение находят бесштангоеые насосные установки. [c.17]

chem21.info

Насосы для добычи нефти, Штанговые глубинные насосы

Трубный (скважинный) насос

1. Размер: 2"x1-3/4"x14'x16' 2. API: 20-175-TH-14-2-2 3. Бочка: 2-1/4"×1-3/4"x14' 4. Плунжер, покрытый хромом: 1-3/4"x2", покрытие металлом, головка закрытая, с пазами 5. Зазор: -.003 6. Шар и седло: карбидное седло с титановым карбидным шаром 7. Неподвижный клапан: 2-3/4" с 1-1/2" шаром 8. Подвижный клапан: 1-3/4" с 1" шаром 9. Клетка: легированная сталь 10. Фитинги: углеродистая сталь 11. Соединение насосных штанг: 3/4" 12. Удлинение: верхнее 2'x2"-8RD конец с высадкой наружу 13. Трубное подсоединение: 2"-8RD конец с высадкой наружу 14. Примечание: неизвлекаемый неподвижный (всасывающий) и подвижный (нагнетательный) клапаны – специальная конструкция для максимальной производительности

Трубный (скважинный) насос

1. Размер: 2-1/2"x2-1/4"x14'x16' 2. API: 25-225-TH-14-2-2 3. Бочка: 2-3/4"x2-1/4"x14', хромированная 4. Плунжер: 2-1/4"X2', покрытие металлом, головка закрытая, с пазами 5. Зазор: -.003 6. Шар и седло: карбидное седло с титановым карбидным шаром 7. Неподвижный клапан: 2-3/4" с 1-11/16" шаром 8. Подвижный клапан: 2-1/4" с 1-1/4" шаром 9. Клетка: легированная сталь 10. Фитинги: углеродистая сталь 11. Соединение насосных штанг: 3/4" 12. Удлинение: верхнее 2'x2/7/8"-8RD конец с высадкой наружу 13. Трубное подсоединение: 2-7/8"-8RD конец с высадкой наружу 14. Примечание: неизвлекаемый неподвижный (всасывающий) и подвижный (нагнетательный) клапаны – специальная конструкция для максимальной производительности

Данные по скважине

1. Размер корпуса: наружный диаметр 6-5/8" (24 фунт/фут) 2. Трубы: наружный диаметр 2-3/8" (4.7 фунт/фут) и наружный диаметр 2-7/8" (6.5 фунт/фут)- конец с высадкой наружу или невысаженный конец, по API 3. Размер штанги: 7/8" и 3/4" 4. Итоговая глубина: 500 м, макс 5. Интервал перфорации (верхний-нижний): от 250 до 450 mKB 6. Глубина спуска насоса: обычно ниже или выше перфорации в зависимости от скважины 7. Динамический уровень жидкости: в пределах от поверхности до места перфорации 8. Напорное давление: 0-12 атм 9. Давление в кольцевом пространстве между обсадной и бурильной колоннами: 0-20 атм

Данные по давлению инжекции

1. Статическое пластовое давление: варьируется от 15 до 40 атм для разного уровня горизонта 2. Давление точки кипения: 14-26 атм для разного уровня горизонта 3. Рабочее забойное давление: 5-30 атм для разного уровня горизонта

Данные по нагнетанию воды

1. Производительность насоса: варьируется от 2 до 100 м3/день 2. Содержание воды: варьируется 0 до 98% 3. Содержание песка: варьируется от 0.01 до 0.1% 4. Газовый фактор: в среднем 8 м3/м3 5. Забой: средняя температура 28°С, возможно повышение до 90-100°C 6. API плотность нефти, вязкость жидкости, содержание h3S, CO2, ароматические углеводороды, % об.: - плотность нефти 19 API - вязкость нефти 440 сПз при 32°С 7. Данные по перекачиваемой воде: плотность 1.03 кг/м3, соленость 40000 промилле

Оборудование на поверхности

1. Насосная установка: длина хода: от 0.5 до 3.0м 2. Максимальная и минимальная скорость насосных установок: от 4 до 13 об/мин

ence-pumps.ru