Модернизация оборудования для проведения кислотной обработки пласта. Прототип насосный агрегат НТП 300х70

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа

Кафедра технологических машин и оборудования нефтегазового комплекса

КУРСОВАЯ РАБОТА

Модернизация оборудования для проведения кислотной обработки пласта

Прототип насосный агрегат НТП 300х70

Пояснительная записка

Красноярск 2016

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

ВВЕДЕНИЕ

Производственная деятельность в нефте - и газодобывающей промышленности осуществляется на базе воздействия на залежи нефти и газа с целью извлечения углеводородного сырья на поверхность и дальнейшего доведения её до товарной кондиции.[2]

Нефть и газ, являясь основными энергоносителями, играют значительную роль в экономике любого государства. Продукты нефтегазопереработки - основа всех видов топлива для транспорта (сухопутного, водного и воздушного), ценное сырье для химической промышленности.[3]

Нефть и углеводородные газы являются основой получения более пяти тысяч различных химических продуктов. В химической промышленности использование углеводородного сырья в широких масштабах позволяет заменить при производстве, например, синтетического каучука этиловый спирт, получаемый из пищевого сырья, дешевым синтетическим спиртом.

Из нефти при ее переработке получают бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла, мазут, парафин, битум и другие нефтепродукты.

Химическая переработка нефти и газа дает различные полимерные соединения: синтетические каучуки и волокна, пластмассы, краски и т.д.

Мощные буровые установки позволяют сооружать скважины на суше и на море с глубинами до 5-7 тыс. м.

Проекты разработки нефтяных месторождений включают применение передовых технологических схем размещения скважин, систем поддержания пластового давления и новых методов повышения нефтеотдачи.

Для увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения нефте - и газоотдачи продуктивные пласты подвергаются различным видам воздействия: поддержание пластового давления за счет закачки воды и газа, внутрипластовое горение, термохимическое и химическое воздействие, волновое, гидроакустическое воздействие, гидравлический разрыв пласта и т.д. Для выполнения указанных видов воздействия применяется большое количество различного оборудования Необходимо отметить, что часть работ, перечисленных выше (обработка призабойной зоны пласта, гидравлический разрыв пласта и другие) относятся к работам, выполняемым при проведении подземного ремонта скважин.[4]

В настоящее время с применением методов искусственного воздействия на продуктивные пласты (в основном, заводнения) добывается 80% всей нефти нашей страны. При этом повышение степени извлечения нефти из недр является одной из главных проблем.

В проектах разработки обязательны разделы по эксплуатации скважин, в которых виды и средства добычи нефти и газа, а также потребность в оборудовании.

В этапах разработки рассматриваются фонтанный и механизированный способы эксплуатации скважин. В свою очередь, последний осуществляется в основном с помощью штанговых установок, установок с погружными электронасосами.

На промыслах применяются герметизированные системы сбора нефти, газа и попутно добываемой воды. Нефть перед дальнейшей транспортировкой доводится до необходимой кондиции на установках подготовки нефти. Внедряются установки сброса попутно добываемой воды.

Коренное техническое перевооружение нефтедобывающей промышленности стало возможным на базе комплексной автоматизации с использованием блочных автоматизированных установок.

С целью оптимального использования энергии пласта, ликвидации потерь нефти и газа и сосредоточения основного технологического оборудования в укрупненных пунктах, производства и сокращения метало - и капиталоемкости систем используют новые технические решения.

В данной работе рассмотрим методы химического воздействия на пласт. Рассмотрим основное оборудование применяемое для этого процесса и выполним расчет прототипа насосного агрегата НТП 300х70.

1 Кислотная обработка пласта

Многообразие условий формирования и строения залежей нефти, технических особенностей проводки, крепления и эксплуатации скважин обуславливают применение многочисленных композиционных составов на кислотной основе, технологических схем и регламентов проведения этого вида воздействия.

Кислотное воздействие используется для:

обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;

обработки призабойной зоны этих скважин при повышении, (интенсификации) их производительности;

очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды;

очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;

удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;

инициирования других методов воздействия на призабойную зону.

Разработка в 1932 г. химических ингибиторов, позволяющих растворам кислот избирательно вступать в реакцию с породой, не поражая скважинного оборудования, возродила интерес к кислотной обработке скважин. Благодаря отличным результатам, полученным с помощью улучшенной кислотной методики воздействия, применение этой технологии расширилось, и в настоящее время она является одной из стандартных методик заканчивания и восстановления скважин.

К одним из основных признаков, определяющих выбор рецептуры кислотного состава, относится химический состав породы-коллектора. Наиболее часто для кислотной обработки используется соляная кислота, так как она недорога и не оставляет нерастворимых продуктов реакции. Соляная кислота содержит около 32% по массе газообразного хлористого водорода. Кислоту хранят в складских резервуарах и разбавляют до нужной концентрации (обычно около 15%) перед применением.

Когда соляная кислота закачивается в известковый пласт, происходит химическая реакция. Скорость реакции во время кислотной обработки пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению. Но так как для возвращения высоковязких растворов отработанной кислоты из пор в пласте требуется существенное давление, концентрации выше 15% редко применяются для кислотной обработки.

В полевых условиях концентрацию кислоты можно определить с помощью либо ареометра, либо полевого набора для титрования. Точность ареометрических измерений зависит от аккуратности их проведения и от методики, используемой инженером. Во время измерений ареометр и стеклянный цилиндр должны быть чистыми, чтобы ни грязь, ни нефть не оставались на движущихся частях. Температуру образца кислоты надо довести до 15°С.

При кислотной обработке следует оценить несколько характеристик, поэтому испытания так важны. Керны или обломки выбуренной породы дают сведения о пористости, проницаемости и насыщенности пласта водой и нефтью. Образец сырой нефти из пласта можно также проверить на склонность к эмульгированию. Если сырая нефть образует эмульсии либо со свежей, либо с отработанной кислотой, следует добавлять соответствующие деэмуль-гаторы.

Другой важный фактор -- выяснение способности к набуханию силикатных компонентов пород пласта. В некоторых случаях частицы глин и бентонитов могут увеличиваться в размерах в несколько раз под действием кислотных растворов. Эти увеличившиеся частицы способны заблокировать микроскопические протоки в коллекторе или, что еще хуже, уменьшить размер протоков по сравнению с начальным. Таким образом, если проверка показывает, что образец породы имеет склонность к набуханию, необходимы дополнительные средства контроля силикатов для предохранения от набухания и вызываемого им повреждения.

Методики обработки

Два основных типа кислотной обработки -- неконтролируемый, или неизбирательный, метод и контролируемый, или избирательный, метод. При неконтролируемой обработке вниз по обсадной колонне сначала закачивается раствор кислоты, затем достаточное количество жидкости, чтобы вытеснить кислоту в пласт. Этот метод может осуществляться с насосно-компрессорной колонной или без нее и наиболее применим в скважинах с одной продуктивной зоной, в нагнетательных скважинах или скважинах для утилизации рассола, в газовых скважинах низкого давления или низкопродуктивных скважинах. Его достоинства -- экономия времени и средств, а также легкое удаление продуктов реакции из продуктивного пласта. Недостатком метода является отсутствие контроля над тем, куда направится кислота. Жидкость для воздействия на пласт может быть потеряна на непродуктивной зоне.

Методика обработки приведена ниже:

* удалить жидкость из скважины свабированием (порш-неванием) или тартанием (откачиванием);

* закачать кислоту в скважину; если жидкость не была удалена, ее следует нагнетать в пласт перед кислотой;

* вслед за кислотой подать достаточное количество вытесняющей жидкости, чтобы заставить всю кислоту проникнуть в пласт; давление, создаваемое для нагнетания кислоты в пласт, определяется мощностью и производительностью наземных насосов;

* по истечении времени, достаточного для окончания реакции, удалить отработанную кислоту, содержащую продукты реакции, свабированием, тартанием, откачиванием насосом или, если забойное давление достаточно велико, фонтанированием из скважины.

В случае водонагнетательных скважин часто достаточно просто возобновить нагнетание, чтобы заставить отработанную кислоту перейти из призабойной зоны в пласт. Это не помешает дальнейшей эксплуатации. При обычной контролируемой кислотной обработке насосно-компрессорная колонна должна оставаться в скважине и должна существовать возможность заполнения скважины жидкостью. Насосно-компрессорная колонна устанавливается ниже продуктивной зоны. Сначала скважина заполняется нефтью, затем поступает кислота в количестве, достаточном для вытеснения нефти из насосно-компрессорной колонны, включая кольцевой объем над продуктивной толщей. Как только кислота оказывается на уровне продуктивного пласта, выход обсадной колонны перекрывается. Кислота закачивается по насосно-компрессорной колонне и продавливается в пласт. За ней следует достаточное количество вытесняющей жидкости для очистки насосно-компрессорной колонны и ствола скважины.

Другой вид контролируемой обработки -- покерный метод. В этом случае в насосно-компрессорную колонну непосредственно над зоной, подлежащей кислотной обработке, вводится пакер (расширяющаяся пробка). Скважина заполняется нефтью, после чего кислота закачивается по насосно-компрессорной колонне и локализуется на уровне продуктивной зоны. Затем пакер устанавливается, не позволяя кислоте перемещаться вверх по кольцевому зазору. Иногда сначала устанавливается пакер, а нефть удаляется из насосно-компрессорной колонны свабированием, после этого кислота прокачивается вниз. В некоторых случаях кислота прокачивается в насосно-компрессорную колонну, вытесняя перед собой нефть в пласт.

Преимущество пакерного метода заключается в том, что кислота запирается в участке пласта ниже пакера. Это предотвращает ее попадание в непродуктивные зоны выше по стволу скважины. При необходимости в кольцевой зазор может подаваться нефть для снижения перепада давлений на разных сторонах пакера и предотвращения его срыва.

Другие распространенные виды контролируемой обработки: метод селективных электродов, методика радиоактивных меток, комбинированные методы, а также применение шаровых уплотнителей и временных пластоза-купоривающих материалов. Все эти методы имеют свои достоинства и недостатки и подлежат тщательному анализу перед применением.

В целом достоинство селективной кислотной обработки состоит в том, что максимальное положительное действие кислоты достигается посредством ее попадания только в заданный участок. Помимо того что кислота не поступает в непродуктивные зоны, она может направляться на менее проницаемые участки, в которые в ином случае не попадет. Кроме того, кислота может быть отведена от любых известных обводненных зон, на которые обработка не сможет повлиять благотворно.

Недостатки селективной кислотной обработки заключаются в ее более высокой стоимости, сложности проведения и (в некоторых случаях) увеличении времени, необходимого для прочистки скважины после обработки.

Ступенчатую кислотную обработку используют для плотных известняков. Скважину обрабатывают в две или несколько раздельных стадий, а не в одну общую. Это позволяет выполнить работу при более низких давлениях, чем при одной большой обработке. Обычно кислоты свабируют из скважины в промежутке между стадиями для предотвращения продавливания отработанной кислоты в глубину пласта. Иногда ступенчатая обработка применяется в известняковых пластах, где существует вероятность прорыва в обводненную зону. Это позволяет прекратить обработку при первых признаках воды. Отработанная кислота проверяется на наличие воды после каждой стадии.

Другая область применения -- это очистка загрязненной приствольной зоны после одностадийной кислотной обработки. При этом облегчается более глубокое проникновение в пласт при более низких давлениях на более поздних стадиях. Если пласт содержит мелкий нерастворимый песок или частицы кремнистого сланца, способные вызвать засорение, при обычной обработке часто происходит резкое увеличение давления. В случае засорения кислота должна быть выкачана из насосно-компрессорной колонны и хорошо очищена перед продолжением обработки. Ступенчатая обработка облегчает эту задачу, потому что свежая кислота на каждой последующей стадии может проникать в пласт при более низких давлениях с более высокой скоростью.



2. Оборудование для кислотной обработки

2.1 Общие сведения

Оборудование для кислотных обработок пласта в общем случае состоит из оборудования базы хранения кислот, приготовления их растворов, агрегатов для транспортировки и закачки растворов кислот в скважину и оборудования скважин (устьевого и внутри-скважинного).

На базе для хранения кислот проводится прием кислот, приготовление их растворов и хранение кислот и растворов. Кислота хранится в резервуарах, внутренняя поверхность которых защищена футеровкой плитами или покрытиями. Наружная поверхность резервуаров должна быть покрыта кислотоустойчивыми эмалями.

Для транспортировки кислот и их растворов применяют специальные агрегаты и кислотовозы. Растворы кислоты перевозят на промысел в автоцистернах емкостью от 500 до 3500 гал. (2--13 м3). Химические добавки замешиваются в кислоту во время заправки цистерны.

Насосы, установленные на грузовых автомобилях, используются для подачи кислоты через скважину в продуктивный пласт. Бензиновые или дизельные моторы насосов могут развивать гидравлическую мощность до 1000 л.с. Эти большие мощности необходимы, для того чтобы заставить кислоту проникать в поры породы против естественного давления в пласте.

Все насосные установки с возвратно - поступательными насосами, монтируемые на шасси автомобилей, тракторных, гусеничных транспортерах, а также специальных рамах, предназначенных для нагнетания различных жидких сред при цементировании, гидравлическом разрыве пластов и гидропескоструйной перфорации, кислотной обработке призабойной зоны пласта, промывке песчаной пробкой и других промывочно - продавочных работах в нефтяных, газовых и прочих скважинах, выпускаются в соответствии с Государственным стандартом «Установки насосные передвижные нефтепромысловые. Типы и основные параметры» ГОСТ 28922-91.

Стандарт устанавливает три типа насосных установок:

УН - установка насосная без дополнительных технологических емкостей (мерного бака, цистерны);

УНБ - установка насосная с мерным баком;

УНЦ - установка насосная с цистерной для транспортирования жидких сред.

Насосные установки в зависимости от числа насосов на них, предназначенных для нагнетания жидких сред в скважину, должны изготавливаться в двух исполнениях:

однонасосные;

двухнасосные.

Коэффициент полезного действия насосных установок должен быть не менее 70%; коэффициент полезного действия насосов - не менее 80%.

Условное обозначение насосного установки должно состоять из слов «Установка насосная» и шифра.

УНХ Х Х - ХХХ Х

1 - вид дополнительной технологической емкости: Б - мерный бак, Ц - цистерна;

2 - обозначение исполнения по числу насосов (один насос не указывается);

3 - транспортная база: Т - трактор, В - вездеход - транспортер высокой проходимости, Р - рама, П - прицеп или полуприцеп (автомобиль не указывается);

4 - полезная мощность, кВт;

5 - наибольшее давление нагнетания, МПа;

6 - обозначение модификации насосной установки по конструктивной схеме, коррозионной стойкости и прочее (при необходимости).



2.2 Установка насосная УНБ - 300х70

Рассмотрим насосную установку УНБ - 300х70.

Насосная установка УНБ-300х70 предназначена для нагнетания тампонажных и подобных неагрессивных растворов в нефтяные и газовые скважины при цементировании, гидропескоструйной перфорации, глушении, промывке песчаных пробок, освоении и других промывочно-продавочных работах (рисунок 1).

Рисунок 1 - Установка насосная УНБ-300х70

Установка оснащена устройством для приготовления и гомогенизации тампонажных растворов и дистанционной системой управления с пульта оператора (на платформе установки) и из кабины автомобиля.

В состав данной установки входит:

автошасси высокой проходимости КрАЗ-63221;

трехплунжерный насос высокого давления НТП-300 с приводом от тягового двигателя автошасси;

блок приготовления растворов с гидроструйным смесителем;

манифольд с дистанционно-управляемой арматурой и системой продувки, осушки и обогрева;

пост оператора.

Агрегат состоит из силовой установки, коробки передач, насоса, трубопроводов обвязки насоса, мерной емкости и системы управления, закрепленных на общей монтажной раме.

Силовая установка выполнена на базе дизельного двигателя и оборудована: системами водяного охлаждения и охлаждения масла; высоконапорным центробежным вентилятором; многодисковой фрикционной муфтой сцепления постоянно-замкнутого типа; контрольно-измерительными приборами и электросистемой с аккумуляторной батареей, обеспечивающей запуск дизель-мотора электростартером, а также подогревателем для запуска дизель мотора в зимнее время и системой питания двигателя.

Система смазки принудительная циркуляционная.

Установка насосная УНБ-300х70 при проведении цементирования скважин и выполнении других работ заменяет две установки типа УНЦ-320, повышает удобство и безопасность работ, сокращает эксплуатационные затраты.

Таблица 1 - Технические характеристики УНБ-300х70

Параметр	Значение
Монтажная база	КрАЗ-63221
Насос высокого давления	НТП-300 трехплунжерный
Мощность, кВт (л.с.)	228 (310)
Наибольшее давление, МПа	70
Наибольшая идеальная подача при 1850 об/мин двигателя, л/сек	19,1
Вместимость мерного бака, м3	6,0
Наибольшая производительность приготовления тампонажного раствора (плотностью 1,85 г/см3) дм3/сек	30
Наибольший расход жидкости затворения, дм3/сек	23
Давление перед насадкой, МПа:	-
-- оптимальное	2
-- наибольшее	3
Привод насоса высокого давления	от двигателя автомобиля

3. Общие сведения и конструкция насосного агрегата НТП 300х70

Насосы серии НТП 300 - 800хР (300-800 - наибольшая мощность насоса, Р - наибольшее давление насоса) - горизонтальные трехплунжерные одностороннего действия. Предназначены для подачи жидких неагрессивных сред при гидропескоструйной перфорации, промывке песчаных пробок, освоении скважин, законченных бурением, и других промывочно-продавочных работ, проводимых в нефтяных и газовых скважинах. На базе одного насоса НТП можно получить насосы разной производительности и разного назначения.

Насос трехплунжерный НТП-300х70 предназначен для использования в составе нефтегазопромысловых насосных установок для проведения кислотной обработки, цементирования скважин и ремонтных работ типа УНБ.

В таблице 2 приведены основные характеристики насосного агрегата НТП 300х70.

Таблица 2 - Технические характеристики НТП 300х70

Параметры	Значения
Диаметр плунжера, мм	100
Подача за оборот, дм3/об	4,71
Подача, м3/ч	45,24
Давление, кгс/ см2	10
Частота вращения, об/мин	250
Наибольшая мощность, л.с. (кВт): -потребляемая; -полезная	278 (204)
	250 (184)
Масса, кг	2870
Габариты, мм	1955х920х865

На рис. 2 показан трехплунжерный насос НТП-300 -- горизонтальный, одностороннего действия (базовая модификация). Он состоит из гидравлической и приводной частей, а также систем их принудительной смазки. Гидравлическая часть насоса крепится к приводной посредством восьми стяжных шпилек и включает: клапанную коробку (гидроблок), в гнездах которой установлены взаимозаменяемые всасывающие и нагнетательные клапанные узлы с пружинами сжатия; нажимные втулки с центральным шестигранным отверстием для крепления цилиндровых и клапанных крышек с манжетными уплотнителями; сборные плунжеры и штоки; универсальные уплотнительные пакеты плунжеров и нажимные винты. Клапанные узлы типа КПНШ включают седло, затвор и пружину сжатия. Затвор клапана с зафиксированным на нем с помощью замкового сопряжения резиновым уплотнением имеет нижнее направление в виде четырех рожков, шарнирно закрепленных к тарели. Седло, зафиксированное в коническом отверстии гидроблока, имеет установленное в наружной кольцевой канавке эластичное уплотнение. Как показали многолетние исследования и промысловые испытания, клапанные узлы такого типа отличаются долговечностью, а главное увеличивают коэффициент подачи насосов до 7% за счет улучшенной гидродинамики затворов небольшой массы с безрезьбовым креплением уплотнительных манжет и специфической конфигурации нижних поверхностей затворов, уменьшающих углы запаздывания открытия и закрытия клапанов.

1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - седло клапана; 4 - плунжер;5 - уплотнение плунжера; 6 - гидроблок; 7 - ползун (крейцкопф); 8 - накладка; 9 - шатун;10 - коленчатый вал

Рисунок 2 - Насосный агрегат НТП 300х70

Сборный плунжер с длиной хода 200 мм включает гильзу, в которую с торцов устанавливаются передняя заглушка с уплотнением и задняя шайба, стягиваемые тягой со штоком через центральное отверстие в шайбе с помощью резьбового отверстия в заглушке. Такая конструкция обеспечивает повышенный ресурс плунжера за счет самоустановки гильзы и снижения радиальных нагрузок на нее в результате компенсации несоосности между расточкой в гидроблоке и штоком, соединенным с крейцкопфом приводной части насоса. Рабочая поверхность плунжера имеет полированную поверхность и упрочнена нанесенным плазменным способом порошковым износостойким и коррозионностойким покрытием высокой твердости.

Уплотнительный пакет плунжера поджимается нажимным винтом и имеет переменную жесткость, обеспечиваемую установкой уплотнительных манжет из материалов различной жесткости (резиновых, резинотканевых, металло-пластовых и полиамидных). Твердость манжет повышается в направлении к опорной втулке (грундбуксе), что обеспечивает повышенную герметизирующую способность и долговечность уплотнительного пакета в целом.

В нижней части гидроблока через фланцы на шпильках крепится приемный коллектор, имеющий в передней части отвод с быстросборным соединением. Отверстия с пробками, расположенными под всасывающими клапанными узлами, обеспечивают с помощью специального приспособления полный слив жидкости из цилиндров насоса после его остановки. В верхней части гидроблока на уровне верхней кромки седел клапанов находится коллектор насоса, соединяющий все нагнетательные клапанные камеры. Нагнетательный коллектор имеет выходные отверстия на левом и правом торцах гидроблока, к которым крепятся посредством шпилек и гаек нагнетательный манифольд и предохранительный клапан насосной установки. В верхнем торце фланца гидроблока расположены штуцеры для подачи смазки на трущиеся поверхности плунжеров.

Приводная часть насоса включает сварную безразъемную станину, в которой смонтированы продольно расположенные шатунно-крейцкопфные группы и поперечно установленный коренной (коленчатый) вал с тремя эксцентрично расположенными шейками. Станина включает наружные боковые (боковины) и внутренние стенки, соединенные поперечными вертикальными (лобовой, внутренней и задней) перегородками, верхние и нижние горизонтальные плиты, а также днище. В лобовой перегородке станины имеются расточки, в которых монтируются корпусы с размещенными в них уплотнениями штоков, а также резьбовые отверстия под стяжные шпильки крепления гидроблока. К верхней и нижней горизонтальным плитам болтами крепятся направляющие крейцкопфов. Правая и левая боковины в передней части дополнительно соединены между собой трубчатыми коллекторами, в которых приварены штуцеры, присоединенные с помощью трубопроводов к штуцерам, ввернутым в верхние и нижние направляющие крейцкопфов. Коллекторы, трубопроводы и штуцеры служат для принудительной подачи смазки под давлением на верхние и нижние направляющие крейцкопфов.

Шатунно-крейцкопфные группы включают стальные литые крейцкопфы и кованые шатуны, в малые головки которых запрессованы антифрикционные втулки, охватывающие пальцы крейцкопфов. В больших головках шатунов размещены антифрикционные полувкладыши разъемных подшипников скольжения, охватывающие шейки кривошипов коленчатого вала. Большие головки шатунов соединены с крышками болтами-стяжками, в шатунах выполнены осевые смазочные каналы для подачи смазки в подшипники малых головок.

Коренной вал -- коленчатого типа, четырехопорный; его опорами служат подшипники качения. По оси кривошипов коренного вала имеются отверстия для подвода по радиальным каналам смазки на трущиеся поверхности шеек кривошипов. На глухом торце коренного вала выполнено центральное отверстие, в которое введен патрубок вертлюга с манжетным уплотнением для принудительного ввода смазки в коренной вал.

Картер станины заполнен маслом. Из него с помощью насосного агрегата, входящего в комплект насосной установки, масло подается под давлением по трубопроводам на рабочие поверхности шеек коренного вала и полувкладышей, на поверхности скольжения малых головок шатунов и направляющих накладок крейцкопфов. Уровень масла в картере станины должен находиться между закрытыми стеклом двумя контрольными отверстиями, выполненными на боковине станины насоса.

Система смазки насоса обеспечивает принудительную раздельную смазку подвижных узлов приводной и гидравлической частей насоса. Система смазки приводной части включает приемный сетчатый фильтр грубой очистки, масляный фильтр тонкой очистки, манометры, предохранительный клапан, приемный и нагнетательный трубопроводы, смонтированные на станине и крышке коренного подшипника насоса. Приемный сетчатый фильтр ввинчен внизу картера приводной части насоса, а масляный фильтр с помощью полухомутов и плиты установлен с боковой стороны насоса. Приемная линия, связанная с приемным фильтром, имеет фланец для подсоединения к масляному насосному агрегату, служащему для нагнетания масла. Нагнетательный трубопровод, также снабженный присоединительным фланцем, через фильтр тонкой очистки обеспечивает доставку масла одновременно в коллекторы для смазки верхних и нижних направляющих крейцкопфов, а через вертлюг -- в коренной вал для смазки головок шатунов. Под давлением, создаваемым насосным агрегатом, масло из картера насоса высокого давления подводится к его узлам трения и стекает обратно в картер. Давление в линии нагнетания ограничивается с помощью предохранительного клапана, который при превышении давления сверх установленного открывается и перепускает часть масла через линию дренажа в картер. Система смазки оснащена двумя манометрами для контроля давления масла и состояния фильтра тонкой очистки.

Система смазки плунжеров включает масляный бак, устанавливаемый, например, над насосом; закрепленный на крышке подшипника приводной части шестеренный насос с приводом через мультипликатор от коренного вала; предохранительный клапан; коллектор с обратным клапаном и игольчатыми кранами вентильного типа; всасывающий и нагнетательные трубопроводы, смонтированные на приводной и гидравлической частях насоса. Коллектор распределяет смазку на плунжеры, расход которой регулируется игольчатыми кранами. При превышении давления в системе выше допустимого часть смазки перепускается в масляный бак.

При работе насоса НТП-300 коленчатый вал получает вращение от навесного редуктора с передаточным числом 4,5. А редуктор в свою очередь от привода, например, дизельного силового агрегата типа СА-800, и передает движение шатунам, приводящим в возвратно-поступательное движение крейцкопфы, от которых движение через шток передается плунжерам. При ходе плунжеров назад перекачиваемая жидкая среда поступает через всасывающий коллектор и открытые всасывающие клапаны в рабочую полость гидроблока. При ходе плунжеров вперед эта жидкость при закрытых всасывающих клапанах вытесняется ими из рабочей полости гидроблока через открытые нагнетательные клапаны в нагнетательный коллектор.

В таблице 3 приведены параметры давления и идеальной подачи в зависимости от циклов насосного агрегата НТП 300х70.

Таблица 3 - Наибольшее давление и идеальная подача при цикл/мин насоса

Циклов в минуту	Идеальная подача, дм3/с (л/мин)	Наибольшее давление, МПа (кгс/см2)	Наибольшее усилие на плунжере, кг	Наибольший момент на коренном валу, Нм
34	2,67 (160)	70 (700)	31415	57194
50	3,93 (236)	48 (477)	21430	39011
100	7,85 (471)	24 (239)	10800	19506
200	15,71 (942)	12 (119)	9000	9753
250	19,63 (754)	10 (95)	6750	7802
300	23,56 (1414)	8 (80)	6250	6502
330	25,92 (1555)	7 (72)	5682	5911



4. Патентно - информационный обзор

4.1 Авторское свидетельство №39365

насосный агрегат пласт кислотный

Полезная модель относится к области гидравлических машин объемного вытеснения и, в частности, представляет собой плунжерный насос, предназначенный для применения в составе передвижных насосных установок для закачки различных технологических жидкостей при работах на нефтяных и газовых промыслах. Насос содержит гидравлическую и приводную части. Его характерной особенностью является выполнение устройства для смазки плунжеров в виде отдельного масляного насоса, приводимого от приводной трансмиссии и сообщенного с масляным баком, и корпуса уплотнения плунжера, выполненного с разделительной масляной полостью с узлом подачи и отвода смазывающей жидкости по отдельным трубопроводам, сообщенным с масляным насосом и масляным баком. Кроме того, насос приспособлен для установки датчика уровня масла в масляном баке, датчика давления смазывающей жидкости и датчика давления перекачиваемой жидкости. Приводная часть насоса оснащена приспособлениями для установки счетчика двойных ходов плунжерного насоса, датчиков температуры подшипниковых узлов приводной части, датчиков уровня масла в картере приводной части и давления смазочной жидкости, подаваемой в приводную часть насоса. Кроме того, насос снабжен шарнирно-рычажным механизмом подъема всасывающих клапанов, смонтированным на его всасывающем коллекторе.

Заявляемая полезная модель относится к области гидравлических машин объемного вытеснения и, в частности, представляет собой плунжерный насос, предназначенный для применения в составе передвижных насосных установок, применяемых для закачки под большим давлением (20-70 МПа) различных технологических жидкостей в процессе цементирования, глушения скважин, гидроструйной перфорации, промывки песчаных пробок, обработки призабойной зоны, закачки композиций в пласт для выравнивания фронта приемистости нагнетательных скважин, при промывычно-продавочных и опрессовочных работах на нефтяных и газовых промыслах.

Примерами таких передвижных установок могут служить установки типа УНБ-125х63 и УНБ-320х63, выпускаемые отечественной фирмой «РАНКО» (см. каталог фирмы «РАНКО» «Специализированное нефтепромысловое оборудование. Нефтепромысловые насосные установки и насосы» за 2001 г.).

В составе установок такого типа применяются 3-х плунжерные насосы. Аналогами трехплунжерных насосов могут являться легкие геологоразведочные буровые насосы с тремя цилиндрами одностороннего действия, описанные в книге А.С.Николича «Поршневые буровые насосы», М., «Недра», 1973 г., стр.24-30.

В качестве прототипа заявляемой полезной модели может быть принят насос 4Р-700, выполненный по схеме горизонтального трехплунжерного насоса одинарного действия (см. книгу А.В.Беззубова и Ю.В.Щелкалина «Насосы для добычи нефти», М., «Недра», 1986 г., стр.196-198, рис.84).

В настоящее время по этой же схеме выпускается трехплунжерный насос высокого давления 14Т2 (давление до 70 МПа) с навесным редуктором и сменными плунжерами пяти различных диаметров.

Этот насос содержит закрепленную на станине гидравлическую часть с клапанной коробкой, всасывающими и нагнетательными клапанами, плунжерами, устройством для смазки плунжеров, узлом уплотнения последних и приводную часть, состоящую из смонтированного на станине кривошипно-шатунного механизма, картера, навесного редуктора, приводной трансмиссии и устройства для смазки кривошипно-шатунного механизма.

Система смазки насоса обеспечивает отдельную смазку приводной и гидравлической частей насоса. В частности, предусматривается принудительная смазка крейцкопфных узлов и опорных подшипников коренного вала за счет подачи масла из картера приводной части шестеренчатым насосом, приводимым в действие от трансмиссии (как вариант - от навесного редуктора), а также смазка методом разбрызгивания - для подшипниковых узлов шатунов.

Смазка гидравлической части насоса предусматривает окунание плунжеров в специальной ванне, расположенной в станине насоса между приводной и гидравлической частями. Уровень масла должен прикрывать не менее % поверхности плунжера.

Обладая известными преимуществами, многоплунжерные насосы в составе насосных установок для применения на нефтяных и газовых промыслах имеют и некоторые недостатки, связанные с современными условиями эксплуатации насосов. В частности, к Насосам предъявляются следующие дополнительные требования:

- повышенные надежность и ресурс;

- возможность оснащения средствами контроля параметров, т.е. возможность установки на насосе стандартных первичных датчиков с выходом на электронную систему контроля, что связано с первым указанным требованием;

- обеспечение условий эксплуатации в зимнее время, в первую очередь возможность оперативного слива жидкости из гидравлической части насоса.

В связи с этим основной технической задачей, на решение которой направлена заявляемая полезная модель, является устранение указанных недостатков и создание такой конструкции многоплунжерного насоса в составе нефтепромысловой насосной установки, которая бы удовлетворяла современным условиям эксплуатации такого рода установок, а именно обладала бы повышенной надежностью и ресурсом, обеспечивала бы возможность оснащения насоса средствами контроля параметров и обеспечивала бы условия надежной эксплуатации насоса в зимнее время, в частности, возможность оперативного опорожнения гидравлической части насоса.

Для решения поставленной технической задачи нефтепромысловый плунжерный насос содержит гидравлическую часть с клапанной коробкой, всасывающим и нагнетательным клапанами, плунжерами, устройством для смазки последних и узлом уплотнения последних и приводную часть, состоящую из станины, кривошипно-шатунного механизма, картера, навесного редуктора, приводной трансмиссии и устройства для смазки кривошипно-шатунного механизма. Характерной особенностью насосаявляется то, что устройство для смазки плунжеров гидравлической части насоса выполнено в виде отдельного масляного насоса, установленного на приводной части насоса, приводимого в действие от приводной трансмиссии и сообщенного с масляным баком, также установленным на приводной части и приспособленным для монтажа датчика уровня масла, датчика давления, установленного в нагнетательном трубопроводе масляного насоса, и корпуса уплотнения с разделительной масляной полостью с узлом подачи и отвода смазывающей жидкости.

При этом в нагнетательном коллекторе гидравлической части насоса установлен датчик давления перекачиваемой жидкости.

Приводная часть насоса оснащена приспособлениями для установки счетчика двойных ходов насоса и датчиков температуры подшипниковых узлов кривошипно-шатунного механизма, а также датчиков уровня масла в картере приводной части и давления смазочной жидкости, установленного в нагнетательном трубопроводе подачи смазки в приводную часть насоса. Кроме того, насос снабжен шарнирно-рычажным механизмом подъема всасывающих клапанов, смонтированным на всасывающем коллекторе насоса.

Технические признаки заявляемого в качестве полезной модели нефтепромыслового плунжерного насоса могут быть реализованы с помощью средств, применяемых в общем машиностроении (масляный насос, масляный бак, трубопроводы, шарнирно-рычажный механизм и др.). Отличительные признаки, отраженные в формуле полезной модели, необходимы и достаточны для ее осуществления, поскольку обеспечивают решение поставленной выше задачи - создание нефтепромыслового плунжерного насоса повышенной надежности и повышенного ресурса, обеспечение оснащения насоса средствами контроля параметров и обеспечение условий надежной эксплуатации насоса в зимнее время.

В дальнейшем заявляемая полезная модель поясняется примером ее выполнения, схематически отраженном на прилагаемых чертежах, на которых (приложение Б):

Рисунок 3 Общий вид заявляемого плунжерного насоса с отдельным устройством для смазки его гидравлической части (а - вид сбоку, б - вид в плане).

Рисунок 4 Схема гидравлической части заявляемого плунжерного насоса. Для лучшего понимания устройства и действия насоса приведен продольный разрез по одному из плунжеров трехплунжерного насоса (в увеличенном масштабе).

Рисунок 5 Схема приводной части заявляемого плунжерного насоса (продольный разрез в увеличенном масштабе).

Рисунок 6 Схема механизма подъема всасывающего клапана заявляемого насоса (в увеличенном масштабе).

Нефтепромысловый плунжерный насос (рис.3) включает гидравлическую часть 1 и приводную часть 2. Гидравлическая часть 1 (рис.4) имеет клапанную коробку 3 со всасывающими 4 и нагнетательными 5 клапанами, плунжеры 6, устройство для смазки плунжеров (в целом обозначено поз.7 на рис.4), узлы уплотнения 8. Устройство для смазки плунжеров гидравлической части насоса выполнено в виде установленного на приводной части масляного насоса 9 (рис.3). Этот насос приводится в действие от приводной трансмиссии (на рис.3 показан приводной вал 10 навесного редуктора). Суть полезной модели не изменится, если привод масляного насоса будет осуществлен от вала навесного редуктора или от коренного вала насоса. В качестве масляного насоса 9 может быть использован насос шестеренчатого типа. Масляный насос 9 сообщен с масляным баком 11 (рис.3), также установленным на приводной части 2 насоса, с помощью всасывающего трубопровода 12.

С помощью нагнетательного трубопровода 13 масляный насос 9 сообщен с разделительной масляной полостью 14 (рис.4), образованной между узлами уплотнения 8 (со стороны клапанной коробки - это узел уплотнения высокого давления, а со стороны приводной части - узел уплотнения низкого давления). Масляный бак 11 имеет приспособление 15 для монтажа датчика уровня масла. Это приспособление может быть выполнено, например, в виде резьбовой втулки, завинчиваемой в отверстие в крышке масляного бака, в которую может быть ввернут датчик уровня масла известного типа (или оно может иметь другую известную конструкцию).

Масляная полость 14 выполнена с узлом подачи и отвода смазывающей жидкости и сообщена с масляным баком 11 сливным коллектором 17 системы смазки. В нагнетательном трубопроводе 13 масляного насоса 9 установлен датчик давления 41 подаваемого масла.

Перекачиваемая плунжерным насосом жидкость может поступать во всасывающий коллектор 18 (рис.3, 4) и подаваться потребителю (например, в трубопровод, сообщенный с устьем скважины) через нагнетательный коллектор 19. Последний снабжен приспособлением 20 известного типа для установки датчика давления 21 перекачиваемой жидкости.

Приводная часть насоса включает станину 22 (рис.5), кривошипно-шатунный механизм 23, который имеет коренной вал 24, шатун 25, крейцкопф 26, навесной редуктор 27 (рис.3 б) и приводную трансмиссию (не показана). Устройство для смазки кривошипно-шатунного механизма представляет собой шестеренчатый маслонасос 28 (рис.3 а), смонтированный на приводной части 2, приводимый в действие от трансмиссии плунжерного насоса (не показана) или от вала навесного редуктора 27 (рис.3 б). Этот маслонасос сообщен с картером приводной части (не показан) и осуществляет принудительную смазку крейцкопфных узлов 26 (через коллектор 40, рис. 5) и опорных подшипников коренного вала 24, подавая масло по нагнетательным трубопроводам 29 и 30 (рис. 3 б). Подшипниковые узлы шатунов 25 смазываются известным способом разбрызгивания. Приводная часть 2 насоса имеет известного типа приспособление 31 для установки датчика температуры 32 (рис. 3 б) подшипников коренного вала, а также для установки датчика 33 (рис.5) уровня масла в картере приводной части насоса.

Приводная часть насоса оснащается также датчиком числа ходов насоса известного типа, включающего «флажок» 34 (рис. 3 б), смонтированный на приводном валу 10 навесного редуктора 27 и считывающее устройство датчика приближения 35. В нагнетательном трубопроводе 29 системы смазки установлен датчик давления 42 подаваемой смазочной жидкости.

Плунжерный насос снабжен также шарнирно-рычажным механизмом 36 (рис.3 а, 6), включающим шток 37 с уплотнением 38 для подъема всасывающих клапанов 4. Указанный механизм 36 смонтирован на всасывающем коллекторе 18.

Работа заявляемого плунжерного насоса осуществляется следующим образом.

При передаче вращения от первичного привода насоса вращающий момент передается на коренной вал 24 кривошипно-шатунного механизма, который обеспечивает возвратно-поступательное движение плунжеров 6. В результате этого предназначенная для нагнетания потребителю жидкость от независимого источника через всасывающий коллектор 18 поступает в полость клапанной коробки 3 (рис.4) через всасывающий клапан 4 и при изменении направления перемещения плунжера 6 на противоположное последний вытесняет указанную жидкость через нагнетательный клапан 5 в нагнетательный трубопровод 19 и далее к потребителю. При этом осуществляется принудительная смазка как приводной, так и гидравлической частей насоса. Смазка приводной части (крейцкопфных узлов и опорных подшипников коренного вала) осуществляется за счет подачи масла маслонасосом 28 (шестеренчатого типа) (рис.3 а) из картера приводной части по нагнетательным трубопроводам 29 и 30 (рис.3 б). Подшипниковые узлы шатунов 25 (рис.5) смазываются известным способом разбрызгивания. Принудительная смазка плунжеров 6 гидравлической части 1 насоса осуществляется путем подачи масла из масляного бака 11 (рис.3 а, 3 б) маслонасосом 9 по нагнетательному трубопроводу 13 в образованную между узлами уплотнения 8 масляную полость 14 (рис.4), через которую перемещается плунжер 6 во время работы кривошипно-шатунного механизма 23. Слив масла из масляной полости 14 обратно в масляный бак 11 осуществляется через сливной коллектор 17. Характерной особенностью заявляемой полезной модели является оснащение плунжерного насоса рядом датчиков (датчик уровня масла 16 в масляном баке 11, счетчиком двойных ходов 34, 35 в приводной части 2 насоса, датчиком температуры 32 подшипниковых узлов кривошипно-шатунного механизма, датчиком 33 уровня масла в картере приводной части насоса, датчиком давления 21 нагнетаемой жидкости в гидравлической части 1 насоса, датчиками давления 41 и 42 подаваемой в гидравлическую и приводную части насоса смазочной жидкости).

Указанные датчики служат для контроля процесса нагнетания жидкости и диагностики состояния насоса, для чего необходимо знание производительности насоса (с большой и достаточной точностью она оценивается по числу двойных ходов), давления в нагнетательном коллекторе, температуры подшипников в приводной части, уровня масла и давления в системе смазки.

При этом по давлению в системе смазки можно судить о состоянии уплотнительных элементов. Контроль падения уровня жидкости в масляном баке или его переполнения позволяет диагностировать возникновение критических состояний насоса, соответственно:

- прорыв уплотнения плунжера, герметизирующего разделительную полость;

- прорыв в систему смазки перекачиваемой жидкости вследствие износа пакета уплотнений плунжера.

Заявляемая полезная модель позволяет оснастить плунжерный насос стандартными первичными датчиками с выходом на электронную систему контроля.

Оперативное опорожнение от жидкости гидравлической части насоса при эксплуатации последнего в зимнее время достигается использованием рычажно-шарнирного механизма 36. При этом уплотненный шток 37 нажимает на тарель всасывающего клапана 4, открывая его и обеспечивая слив жидкости из гидравлической части насоса через всасывающий коллектор.

Таким образом, заявляемая полезная модель обеспечивает повышение надежности гидравлической и приводной части плунжерного насоса и его ресурса в целом, дает возможность оснастить насос средствами контроля параметров и обеспечить улучшение условий эксплуатации насоса в зимнее время.

4.2 Авторское свидетельство №82789

Предложение относится к машиностроительной промышленности, в частности к насосостроению и может быть использовано в различных отраслях, в том числе и нефтедобывающей для перекачивания жидких вязких продуктов, содержащих механические примеси. Насос плунжерный для перекачивания жидкостей, состоящий из цилиндра, плунжера, соединенного с ползуном привода устройства возвратно-поступательного и вращательного движения, каналов линии всасывания и линии нагнетания перекачиваемой жидкости и шибера, оснащенного каналами, поочередно сообщающими полость цилиндра с каналами линии всасывания и линиями нагнетания при соответствующих циклах всасывания и нагнетания. Плунжер насоса соединен с возможностью относительного перемещения вдоль общей оси и совместного вращения с шибером, изготовленным в виде полого цилиндра. Цилиндр дополнительно оснащен кожухом, установленным снаружи с кольцевым пространством между ними, разделенным герметично кольцевым разобщителем, образуя разделенные линии всасывания и нагнетания. Каналы линии всасывания и линии нагнетания выполнены в боковых стенках цилиндра, сообщены снаружи соответственно с линиями всасывания и нагнетания, а изнутри перекрыты шибером, оснащенным в боковых стенках каналами всасывания и нагнетания с разнесением по длине. Использование предлагаемой конструкции насоса плунжерного для перекачивания жидкостей упрощает конструкцию и повышает надежность за счет просто изготавливаемых и не мелких сопрягаемых элементов конструкции, что в результате снижает стоимость изготовления и обслуживания, а также увеличивает КПД за счет уменьшения сопротивления потоку всасываемой и нагнетаемой насосом жидкости.

Предложение относится к машиностроительной промышленности, в частности к насосостроению и может быть использовано в различных отраслях, в том числе и нефтедобывающей для перекачивания жидких вязких продуктов, содержащих механические примеси.

Известен «Скважинный плунжерный насос» (патент RU № 2243412 от 10.07.2003 г., МПК F04B 47/00, 53/14, опубл. БИ № 36 за 2004 г.), содержащий заглушенный снизу цилиндр, с расположенными сбоку всасывающим и нагнетательным клапанами, плунжер, при этом плунжер имеет кольцевые проточки, подплунжерная область сообщается с надплунжерной областью всасывающими и нагнетательными клапанами через дополнительный клапан, расположенный между всасывающим и нагнетательным клапанами, при этом дополнительный клапан образован взаимодействием кольцевых проточек плунжера с боковыми каналами цилиндра, образованными всасывающими и нагнетательными клапанами, а всасывающий и нагнетательный клапаны образованы взаимодействием боковых отверстий цилиндра с плунжером, причем всасывающие и нагнетательные каналы выполнены с возможностью перекрытия в верхней и нижней точках хода плунжера.

Насос позволяет перекачивать продукцию скважины независимо от содержания в ней газа.

Недостатками данной конструкции являются большие металлоемкость, габариты и, как следствие, высокая стоимость, так как для обеспечения нормальной работы и высокого коэффициента полезного действия (КПД) необходимо наличие длинного плунжера с большим количеством кольцевых проточек, что требует длинного корпуса, как минимум, в два раза большей длины, чем длины плунжера, а также использование длиноходного привода, обеспечивающего ход плунжера в пределах корпуса.

Известен также «Плунжерный насос» (патент RU № 2202050 от 18.08.2000 г., F04B 15/02, опубл. 10.04.2003 г.), содержащий корпус с окнами для всасывания и нагнетания, поворотный затвор в виде полого цилиндра с боковым окном, расположенный в корпусе с возможностью периодического совмещения своего бокового окна с окном всасывания корпуса, и вытеснительный элемент, установленный в затворе, причем окно для всасывания в корпусе и боковое окно в затворе имеют длину, соизмеримую длине рабочего хода вытеснительного элемента, причем вытеснительный элемент выполнен в виде гидроцилиндра, шток которого соединен с корпусом, а цилиндр установлен соосно с поворотным затвором с возможностью совершать возвратно-поступательные движения, окно нагнетания выполнено в боковой поверхности корпуса под углом от окна всасывания не менее угла поворота поворотного затвора, при котором его боковое окно перекрывает окно нагнетания в корпусе, а боковая поверхность закрывает окно всасывания в корпусе, и наоборот, а в корпусе над окном для всасывания установлен ворошитель, выполненный в виде гребенки, с возможностью синхронного вращения с вращением затвора.

Недостатками данной конструкции являются низкая надежность, сложность в изготовлении и применении, так как это устройство выполнено из большого количества точно и герметично сопрягаемых деталей, при этом возвратно-поступательного перемещения привода, длина хода которого в два раза больше рабочего хода вытеснительного элемента, должны быть точно согласованы с вращательным движением поворотного затвора, которое обеспечивается отдельным приводом поворота, для чего требуется точная настройка и постоянный приборный или визуальный контроль.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является «Насос дозировочный плунжерный для перекачивания жидкости» (патент RU № 2195578 от 08.08.2000 г., МПК F04B 13/00, опубл. БИ № 36 за 2002 г.), содержащий привод с устройством возвратно-поступательного и вращательного движения пролзуна и связанного с ним плунжера, гидравлическую часть, состоящую из цилиндра, плунжера, комплекта уплотнений плунжера, каналов линии всасывания и линии нагнетания перекачиваемой жидкости, при этом плунжер насоса соединен, с возможностью относительного перемещения вдоль общей оси и совместного вращения, с шибером цилиндрической формы, имеющим основания различного диаметра, большее из которых своей плоскостью примыкает к плоскости головки насоса, перпендикулярной оси плунжера, имеющей каналы, расположенные симметрично относительно оси, соединенные с линиями всасывания и нагнетания жидкости, имеющим канал, один конец которого постоянно соединен с камерой насоса, а второй в начале такта всасывания соединяется с каналом линии всасывания, а в конце такта всасывания, после поворота плунжера с шибером вокруг оси, - с каналом линии нагнетания, имеющим уплотнение меньшего диаметра, размещенное в цилиндре с образованием кольцеобразной камеры между головкой насоса, цилиндром и шибером, соединенной открытым каналом с линией нагнетания.