Меню Рубрики

Установки электропогружных и штанговых винтовых насосов

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. Их история начинается в 50-е годы XX века от выпускавшихся в СССР установок винто­вых артезианских насосов типа ВАН для откачки воды из неглу­боких (до 100 м) скважин с приводом через собранный из штанг трансмиссионный вал, вращающийся в радиальных резинометаллических опорах внутри напорного трубопровода.

ВШНУ для отбора пластовых жидкостей из глубоких нефтя­ных скважин появились на нефтепромысловом рынке в начале 80-х годов в США и во Франции. В настоящее время создано большое количество типоразмеров ВШНУ с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м 3 /сут и давлением от 6 до 30 МПа.

Причиной достаточно широкого применения ВШНУ служат их технико-экономические преимущества по сравнению с дру­гими механизированными способами добычи нефти:

• 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;

• 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 м 3 /сутки с напором до 1000—1500 м, однако, как уже отмечалось, некото­рые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добыч­ные возможности.

СОСТАВ УСТАНОВКИ И ЕЕ ОСОБЕННОСТИ

ВШНУ (рис. 7.128) 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;

— рамы для крепления приводного двигателя;

— приводного двигателя с устройством управления;

— устройства для зажима (подвески) полированного штока. 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.

Рис. 7.128. Установка винтового штангового насоса

1 — приводная головка; 2 — приводная головка; 3 — превентор; 4 — трубная головка; 5 — полированный шток; 6 — штанга; 7 — центра­тор; 8 — ротор; 9 — статор, 10 — палец; 11 — электродвигатель

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 приводной головки и транс­миссии.

В отдельных компоновках ВШНУ для удобства обслужива­ния установки под приводной головкой устанавливается допол­нительный сальник или плашечный 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 ВШНУсостоит 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 направлении, 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 выполняется на базе фрикционного механизма, приводя щего в действие плашки при возникновении крутящего момен­та. 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.

Читайте также:  Установка ломаного навитела на пролоджи

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 в двух конструктивных исполнениях:

— неразборные, размещенные непосредственно на полноразмерной или укороченной штанге по специальной технологии и 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 непосредствен­ной 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 по вращению колонны штанг при перемеще­нии ротора в статоре. Для осевой подгонки ротора в компонов­ку колонны штанг, также как и в СШНУ, включаются укор 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 алее через боковой отвод тройника поступает в промысловый коллектор.

В ВШНУ наибольшее распространение получили НКТ и насосные штанги диаметром соответственно 73 и 22 мм. В установках используются стандартные полированные штоки диамет­ром 31 и 36 мм.

КЛАССИФИКАЦИЯ ВШНУ

В зарубежной и отечественной практике известно большое Количество схем и типоразмеров ВШНУ, которые можно клас­сифицировать следующим образом:

по типу привода различают установки с электроприводом, объемным гидроприводом, приводом от ДВС и газового двига­тели. Наиболее широкое применение получили ВШНУ с асинх­ронным электроприводом переменного тока с номинальной частотой вращения 1000 об/мин. Мощность электродвигателя в зависимости от подачи и давления насоса изменяется от 3 до 100 кВт и выше;

по кинематической схеме привода различают ВШНУ с одной и двухступенчатой трансмиссией.

Простейшая схема ВШНУ, исключающая силовую трансмис­сию, в которой двигатель напрямую соединяется с валом приводной головки, на практике не используется, поскольку требу­ет применения тихоходных двигателей, что неэффективно.

Одноступенчатая схема трансмиссии может быть реализова­на на базе ременной, цепной или зубчатой (цилиндрической или конической, встроенной в опорный корпус приводной головки, которая в этом случае выполняет также функцию редуктора) передачи.

Двухступенчатая схема (первая ступень — ременная, вторая ступень — зубчатая передача) обеспечивает возможность использования быстроходных приводных двигателей с пониженными массогабаритными показателями, а также снижение передаточ­ного отношения первой ступени, что позволяет осуществлять широкое регулирование частоты вращения штанг путем смены шкивов ременной передачи.

В отдельных случаях для упрощения трансмиссии в качестве приводного электродвигателя целесообразно использовать мо­тор-редуктор.

Наибольшее распространение получили схемы приводов с одноступенчатой ременной трансмиссией;

по типу ременной передачи различают приводы с клиноременными и зубчатыми ремнями.

Наиболее часто в ВШНУ применяются обычные многоряд­ные клиноременные передачи. В некоторых конструкциях ис­пользуются поликлиновые и зубчатые ремни. Последние обес­печивают передачу высоких крутящих моментов без скольже­ния, не требуют предварительного натяжения и периодической подтяжки, отличаются компактностью и высоким КПД.

Передаточное отношение клиноременной передачи обычно не превышает 5, поэтому при использовании одноступенчатой трансмиссии с номинальной частотой вращения электродвига­теля 1000 об/мин минимально возможная частота вращения штанг составляет 200 об/мин, что не всегда соответствует требованиям эксплуатации;

по конструкции вала приводной головки существуют ком­поновки с цельным и полым валом.

Компоновка с цельным валом, не требующая использования полированного штока, сложна при регулировке осевого положе­ния ротора насоса относительно статора во время монтажа ко­лонны штанг. В этой связи приводной вал, как правило, выпол­няется полым, что позволяет пропускать внутри него полиро­ванный шток и регулировать положение последнего в осевом направлении;

по расположению приводного двигателя встречаются компо­новки с вертикальным и горизонтальным расположением оси двигателя.

Вертикальная компоновка двигателя характерна для односту­пенчатых ременных трансмиссий, горизонтальная (когда ось приводного двигателя располагается перпендикулярно оси сква­жины) — для приводов с зубчатой конической передачей;

по способу регулирования скорости приводного вала ВШНУ различают приводы 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.

Наиболее перспективно использование установок с частотно-регулируемым электроприводом переменного тока, обеспечива­ющим полный диапазон регулирования скорости (от 0 до 100%) и возможность поддержания оптимального в заданных условиях режима работы системы пласт—насос—привод. Другая функция регулируемого электропривода — плавный пуск и останов уста­новки, что повышает надежность ее эксплуатации. Станция уп­равления регулируемым электроприводом включает систему кон­троля и регистрации, что позволяет отслеживать режим работы привода и вносить необходимые управляющие воздействия;

по кинематическому отношению рабочих органов винтового насоса различают насосы с однозаходным ротором (с кинемати­ческим отношением 1:2) и многозаходными рабочими органами (с кинематическим отношение 2:3; 3:4; 4:5 и т.д.).

Выбор кинематического отношения рабочих органов насоса обусловливается требуемыми эксплуатационными параметрами (диаметр, расход, давление, частота вращения) и технологичес­кими возможностями производителей винтовых пар (см. ниже);

Читайте также:  Установка паука на калину 16v

по схеме закрепления статора различают трубный (статор закрепляется на резьбе на конце колонны НКТ) и вставной (ста­тор спускается на штангах в сборе с ротором и крепится в НКТ с помощью специального замка) винтовые насосы.

Области применения и эффективность схемы вставного на­соса, позволяющая производить замену рабочих органов насоса (при их износе или в случае перехода на новых режим откачки) без подъема колонны НКТ подробно рассмотрена в разделе 7.2.11. настоящей книги;

по схеме закрепления низа НКТ относительно обсадной ко­лонны различают компоновки со свободным и заякоренным низом;

по кинематической схеме насоса возможна реализация двух вариантов: с вращающимся внутренним элементом (винтом) и с вращающимся наружным элементом (обоймой).

Типовая схема с вращающимся винтом — наиболее простая и экономичная как в конструктивном плане, так и при монтаже и эксплуатации — нашла повсеместное применение в зарубежной и отечественной практике.

Схема с вращающейся обоймой, в которой поток пластовой жидкости поднимается по внутреннему каналу вращающихся полых штанг или труб, предложена с целью предотвращения отложения парафина на НКТ и снижения гидравлических по­терь на трение за счет создания водяного кольца на стенках по­лых штанг. Такая схема является более сложной, требует ис­пользования полых штанг увеличенного диаметра и устьевого вертлюга для отвода жидкости из скважины и не нашла про­мышленного применения.

Последнее изменение этой страницы: 2016-08-26; Нарушение авторского права страницы

источник

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

КОНСТРУКЦИЯ ВИНТОВОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА

КОНСТРУКЦИЯ ВИНТОВОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА

Винтовой штанговый насос включает в себя узлы, назначение и конструкция которых следующие.

Газовый сепаратор (рис. 4.1) обеспечивает частичную сепарацию газа из жидкости, поступающей в насос, за счет изменения направления ее движения в прием. Он состоит из системы труб, оборудованных приемными и выпускными каналами (рис. 4.2).

Якорь (в спецификации фирмы — торсионный анкер) обеспечивает надежную фиксацию насоса в обсадных трубах и

тем самым предупреждает произвольное вращение насосно-компрессорных труб в процессе работы насоса.

Винтовой насос состоит из статора 3 и ротора (винта) 4 (см. рис. 4.1). Статор представляет собой металлическую трубу, в которую запрессован эластомер — материал, устойчивый к воздействию механических примесей, нефти и коррозионно-активной

Рис. 4.1. УВН с поверхностным при­водом фирмы «SchellerBlekman«:

/ — газовый якорь; 2 — динамический анкер; 3 — статор; 4 — ротор; 5 -насосные штанги; 6 — НКТ; 7 -невращающийся протектор; 8 —укороченные штанги; 9 — адаптер приводной головки; 10 —одноплашечный превентор; // — второй сальник; 12 — полированный шток; 13 — взрывозащищенный электродвигатель; 14 — приводная головка; 15 — зажим полированного штока; 16 — муфта; 17 — арма­тура

Рис. 4.2. Газовый сепаратор винтового погружного насоса чашечного типа

/ — заглушка; 2 — НКТ; 3 — обсадная труба; 4 — всасывающая труба; 5 -муфта; 6 — газовый якорь; 7 -переводная муфта; 8 — механический якорь

жидкости. Однако углекислоты и свободный диоксид углерода вызывают разрушение эластомера, поэтому вводится ограничение на содержание этих компонентов в добываемой жидкости, количество которых не должно превышать 1000

Рис. 4.3. Схема работы винтового насоса:

а — общий вид насоса: / — статор, 2 — ротор; б — статическое положение ротора в статоре: / — поверхность статора 2L, 2 — поверхность ротора при длине L; в —положение ротора в статоре в динамике: / — в начале вращения, 2 — после поворо­та на угол 90°, 3 — после поворота на угол 180°

Ротор представляет собой хромированный однозаходный винт, обработанный с соблюдением весьма малых допусков. Схема размещения ротора в статоре и его перемещения приведена на рис. 4.3.

Как и у отечественных винтовых насосов, ротор в статоре совершает планетарное движение, что обеспечивает создание между винтом и обоймой отсеченных друг от друга камер, заполненных жидкостью и перемещающихся при движении винта от приема к выкиду. Камеры достаточно герметичны и поэтому обеспечивается непрерывная подача жидкости, пропорциональная частоте вращения ротора.

Насосные штанги 5 (см. рис. 4.1) предназначены для передачи крутящего момента от наземного электропривода ротору насоса. Конструктивно они не отличаются от

отечественных. Колонна штанг выбирается таким образом, чтобы она выдерживала нагрузки, возникающие при эксплуатации. Размеры и компоновка колонны рассчитываются по специальной методике.

Приближенно можно считать, что при дебите скважины свыше 150 м 3 /сут и глубине спуска более 1000 м следует применять штанги диаметром 25,4 мм. Характеристика насосных штанг приведена в табл. 4.4.

Насосно-компрессорные трубы используются отечественного производства.

Для центрирования вращающейся колонны штанг в насосно-компрессорных трубах и, таким образом, предотвращения истирания НКТ и штанг используют специальные устройства — протекторы. В наклонных скважинах рекомендуется применять невращающиеся протекторы. Количество протекторов выбирается в зависимости от кривизны скважины (табл. 4.5).

Устьевое оборудование (см. рис. 4.1) состоит из фланца 9, на котором монтируются превентор 10, второй сальник //, полированный шток 12, взрывозащищенный электродвигатель 13 с приводной головкой 14.

Таблица 4.4 Характеристика насосных штанг

Таблица 4.5 Рекомендации по установке центраторов в НКТ

Отклонение ствола скважины от вертикали, градусы

Читайте также:  Установка в стомат кабинет

Один центратор через четыре штанги Один центратор через три штанги Один центратор через две штанги Один центратор на каждой штанге

Рис. 4.4. Превентор погружной винтовой насосной установки:

/ — корпус; 2 — уплотнителыюе кольцо; 3 — рукоятка; 4 — шпиндель; 5 —
__________ штифт; 6 — крышка; 7 — колодка; 8 — уплотнитель____________

Превентор (рис. 4.4) является противовыбросовым устройством, перекрывающим колонну НКТ при фонтанных проявлениях. Он приводится в действие вручную.

Второй сальник // (см. рис. 4.1) встраивается между устьевой арматурой 17 и приводом 13 и обеспечивает техническое обслуживание основного сальника приводной головки без отключения насоса. Такая необходимость возникает при низких температурах, вызывающих при остановках скважины замерзание добываемой жидкости в области устья. Конструктивно он выполнен в виде корпуса и набора уплотнительных колец, на которые воздействует грундбукса.

Приводом скважинного винтового насоса является взрывозащищенный электродвигатель 14 (рис. 4.5), монтируемый на раме и передающий крутящий момент через систему шкивов //, 13 и клиноременную передачу 12 на приемную головку колонны штанг.

Некоторые конструкции привода УВН снабжаются редуктором, коробкой скоростей или вариатором, с помощью которых можно изменять частоту вращения колонны штанг.

Рис. 4.5. Приводная головка погружного винтового насоса фирмы «SchellerBlekman«:

/ — сальник основной; 2, 15 — рама; 3 — тормоз; 4 — подшипник; 5 — смотровое

стекло; 6 — зажим; 7 — защитный кожух; 8 — зажим полированного штока; 9 —

полированный шток; 10 — муфта; // — ведомый шкив; 12 — клиноременная

передача; 13 — ведущий шкив; 14 — электродвигатель

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИННЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ В ОАО «ОРЕНБУРГНЕФТЬ»

В ОАО «Оренбургнефть» внедрение винтовых насосов фирмы «Scheller-Blekman» началось с 1996 г. В табл. 4.6 приведена техническая характеристика УВН со штанговой колонной, применяемых на Тананыкском месторождении.

Таблица 4.6 Техническая характеристика УВН фирмы « SchellerBlekman«

Подача (в мЗ/сут) при числах оборота ротора, мин» 1

Регламентированные условия применения данных конструкций УВН следующие:

Рекомендуемая глубина подвески насоса………………………………………. 2400

Максимальное отклонение скважины от вертикали, градус………………. 40

Производительность насоса, мЗ/сут……………………………………………. 0,3-640

Допустимая температура в зоне подвески насоса, °С………………………… 135

Плотность нефти в нормальных условиях, кг/м 3………………………………………………… 820-1040

Динамическая вязкость нефти на приеме насоса, мПа-с…………………….. 1,0-1000

Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса, % ………. 40

Максимально возможная высота подъема жидкости, м……………………… 2440

Содержание механических примесей в откачиваемой жидкости, % (по

Содержание сероводорода, % (по массе), не более……………………………….. 5

Содержание углекислого газа, мг/л, не более……………………………………. 1000

Монтаж УВН начинают со спуска колонны насосно-компрес-сорных труб: к самой нижней трубе крепят статор насоса, а трубы оборудуют центраторами в соответствии с данными (см. табл. 4.5). Затем на штангах спускают ротор. Длину труб и штанг перед спуском тщательно измеряют, а их свинчивание производят с максимально допускаемым силовым моментом на ключе.

Длину штанговой колонны регулируют с помощью коротких штанг. Необходимое усилие затяжки штанг определяют по формуле

где G — момент силы, Нм; Ьшт — длина колонны штанг, м; п —частота вращения, с» 1 ; dmT, d диаметр соответственно колонны

штанг и НКТ, м; Цп, Цщ, — динамическая вязкость соответственно на поверхности и приеме насоса, Пас. Давление, развиваемое насосом,

где рст — давление гидростатического столба жидкости в НКТ, МПа; ри давление на приеме насоса, МПа; р2 — буферное давление, МПа; р^ — потери давления на трение, МПа.

Выбор эластомера для статора производится исходя из значения температуры, при которой предполагается его работа в скважине. При этом следует знать, что в насосах применяются эластомеры трех типов, работающие при различных температурах: тип 1 — при 90 °С; тип 2 — при 105 °С; тип 3 -при 135 °С.

При выборе ротора необходимо учитывать характеристику среды, в которой будет работать насос: при рН = 6-ь8 применяют стандартный хромированный ротор, для других значений рН рекомендуют роторы из нержавеющей стали.

Основные данные о работе винтовых штанговых насосов приведены в табл. 4.7 и в целом характеризуют работу системы скважина — насос как удовлетворительную. Средний межремонтный период по трем скважинам составил 248 сут, т.е. соизмеримый со средним МРП по штанговым насосам; в целом по ОАО «Оренбургнефть» за 1997 г. — 277 сут; средний коэффициент подачи насосов составил 0,81, что можно назвать достаточно высоким результатом.

Подбор УВН для скв. 284 не соответствует ее добывным возможностям: в нее мог быть опущен насос другого ти­поразмера, например SB 120-040 с частотой вращения 100 мин» 1 . Ввиду отсутствия подобных насосов был использован имеющийся в наличии.

В скв. 285 произошел обрыв НКТ и падение установки после 124 сут работы.

Учитывая крайне тяжелые условия эксплуатации скважин на Тананыкском месторождении, применение винтовых штанговых на­сосов для добычи вязких нефтей следует считать целесообразным.

Опыт применения, точнее, промышленного испытания отечественных штанговых винтовых насосов связан с разработками УГНТУ. В 1997 г. Кунгурский машиностроительный завод и ЗАО «Экол» по чертежам УГНТУ изготовили опытный экземпляр скважинного насоса типа НВ-108.10.2 со следующей технической характеристикой:

Частота вращения ротора, мин» 1 ………………………………………………………. 75-225

Показатели работы УВН фирмы « SchellerBlekman» в некоторых скважинах Тананыкского месторождения

источник

Добавить комментарий