Расчет комбинированного уравновешивания станка-качалки

АИНГ

Кафедра «Технологические машины и оборудование»

Специальность 050724

Тема проекта: «Расчет и выбор комбинированного уравновешивания станка-качалки»

Бекпанов Азамат Калыбекович

Содержание

Введение

1. Основная часть

1.1 Анализ существующих отечественных конструкций ШСНУ

1.2 Назначение и принцип действия штанговой скважинной насосной установки

2. Расчетная часть

2.1 Расчет комбинированного уравновешивания станка-качалки

2.2 Расчет потребной мощности электродвигателя для станка-качалки

Список использованной литературы

Введение

Глобальной задачей проектирования оптимальных ШСНУ является создание не только отдельных типоразмеров, но и размера рядов элементов оборудования ШСНУ, обеспечивающих минимизация затрат при совокупных их применении.

При этом необходимо располагать всесторонней информацией, определяющей использования оборудования, а именно: характеристикой вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных скважин по факторам, определяющим мощность оборудования, глубину и отбор жидкости, характеристикой фонда скважин, в которых предстоит замена оборудование из-за физического или морального износа. При этом следует отменить, что моральный износ, определяющее выгодность замены оборудование до достижения его физического износа, малоприменимо к штанговому насосному оборудование чему есть две причины:

- длительная обработка (усовершенствование) элементов оборудование за время существование штангового насосного способа нефтедобычи оставила мало возможностей для существенного улучшение их технико-экономических показателей;

- трудоемкость операций в неблагоприятных условиях при замене элементов оборудования ШСНУ, а значит, и значительные затраты на такую замену.

Таким образом, при разработке оптимальных размерных рядов штангового насосного оборудования наряду с планированием оснащения оборудованием вновь вводимых скважин требуется учитывать подлежащее замене физически изношенное оборудование, практически без учета фактора орального его износа, что облегчает задачу.

Задача разработки размерных его рядов отдельных элементов штангового насосного оборудования, например станков-качалок и скважинных насосов, облегчается также малой взаимозависимостью этих рядов друг от друга, что позволяет проектировать указанные ряды порознь, стыкуя их лишь в области весьма ограниченного набора параметров, например длины ходов скважинных насосов и станков-качалок.

Центральной и наиболее трудной задачей, безусловно, является проектирование размерного ряда станков-качалок. Основной путь ее решения - разработка на основе общих соображений нескольких вариантов размерного ряда и последующее расчетное их сопоставление по затратам на эксплуатацию оборудования и его изготовление, сравнение выполняется, с одной стороны, по наличию дополнительных затрат на освоение производства новых типов размеров станков-качалок.

Штанговый скважинный насос для откачивания пластовой жидкости из скважин приводится действие колонной штанг. Он работает в тяжелых условиях: перекачиваемая пластовая жидкость содержит в себе

минерализованную воду, абразив, химически активные вещества, газы - часто сероводород и CO2. Температура окружающей среды может превышать 100⁰ С. Работая в подобных условиях, скважинный насос должен иметь достаточную долговечность и высокий к.п.д. или долговечности ШСН. Межремонтный период работы насоса колеблется от 15 - 20 до 400-500 суток, к этому времени его объемный к.п.д. снижается до 30 -50%.

Основной задачей конструирования насосов является увеличение их надежности и повышение эксплуатационных показателей: глубины спуска насоса и коэффициента полезного действия.

В настоящее время почти во всех ШСНУ используются штанговые скважинные насосы - вертикальные, ординарного действия с полым проходным плунжером. Процессы всасывания и нагнетания у них осуществляется при движении плунжера вверх.

1. Основная часть

1.1 Анализ существующих отечественных конструкций штанговых

скважинных насосных установок

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами - наиболее распространенный способ добычи нефти. Штанговая насосная установка для эксплуатации состоит из станка-качалки, оборудования устья скважины, колонны насосных штанг, колонны подъемных труб и скважинного штангового насоса.

Для одновременной раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважиной выпускаются установки: УГР - последовательно соединенными насосами, УГПР - с двумя параллельно подвешенными насосами и УНР - с одним насосом.

Наземное оборудование установок типа УГР и УНР однотипно применяемому для добычи нефти из одного пласта скважины. В установках УГРП применяется оборудование устья, позволяющее осуществлять подвеску параллельных рядов подъемных труб и параллельных рядов насосных штанг.

Станок-качалка - индивидуальный механический привод нефтяных штанговых скважинных насосов, применяется в районах с умеренным и холодным климатом.

Основные узлы станка-качалки: рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. Комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Редукторы предназначены для уменьшения числа оборотов, передаваемых от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Применяются в станках-качалках и других механических приводах штанговых скважинных насосов в умеренной и холодной климатических зонах. Редуктор - двухступенчатый с цилиндрической шевронной зубчатой передачей зацепления Новикова. С целью предотвращения возможного износа подшипниковых гнезд в корпусе под подшипниковые узлы установлены стаканы.

Подвески устьевого штока ПСШ предназначены для соединения устьевого штока с приводом штангового скважинного насоса . Позволяют исследовать скважины с помощью гидравлического динамографа, а также регулировать установку плунжера в цилиндре насоса. Предусмотрена возможность применения подвесок в условиях умеренной и холодной климатических зон.

Штоки сальниковые устьевые ШСУ предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки. Применяется в районах с умеренным и холодным климатом.

Изготавливаются из круглой, холоднонатянутой калиброванной качественной углеродистой стали марки 40 по ГОСТ 1051-73 и ГОСТ 7417-75. Химический состав и технические требования для стали регламентируются ГОСТ 1050-74.Чистота поверхности сальниковых штоков обеспечивается заводом-поставщиком калиброванного проката. Калиброванный прокат, из которого изготавливаются штоки, поставляется в состоянии нормализации; штоки не проходят дополнительную термическую обработку. Сальниковые штоки изготавливаются трех типоразмеров.

Для соединения с насосными штангами используются штанговые муфты по ГОСТ 13877-80, серийно выпускаемые заводами-изготовителями насосных штанг.

Штанги насосные служат соединительным звеном между наземным, индивидуальным приводом станка-качалки и скважинным насосом. Предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса.

Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12-28 мм и длиной 1000-8000 мм с высаженными резьбовыми концами. Резьба штанги - метрическая специальная.

Штанги в основном изготавливаются из легированных сталей и выпускаются длиной 8000 мм и укороченные - 1000, 1200, 1500, 2000 т 3000 мм, как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. Укороченные штанги применяются при регулировании длины колонны штанг с целью нормальной посадки плунжера скважинного насоса. Они изготавливаются из стали той же марки и подвергаются такой же термообработке, что и штанги нормальной длины.

Штанги, подвергнутые нормализации и последующей поверхностной термообработке ТВЧ, предназначены для тяжелых условий эксплуатации, обладают более высокими механическими свойствами, чем штанги нормализованные.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ - для соединения штанг разного размера и переводные типа МШП - для соединения штанг разного размера.

Муфты каждого типа изготавливаются в исполнении с «лысками» под ключ и в исполнении без «лысок». Муфты большей частью изготавливаются из углеродистой стали марок 40 и 45. Предусматривается также изготовление муфт из легированной стали марки 20Н2М для применения в тяжелых условиях эксплуатации. Муфты в основном подвергаются поверхностной термообработке ТВЧ.

Сальники устьевые СУС предназначены для уплотнения сальникового штока скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом.

Отличительная особенность сальника - наличие пространственного шарового шарнира между головкой сальника (несущей внутри себя уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, исключает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника, одновременно облегчает смену набивки.

Сальник рассчитан на повышение давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.

Устьевые сальники изготавливаются двух типов:

1) СУС1 - с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявлений);

2) СУС2 - с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями).

Оборудование устьевое предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом. В оборудовании устья типа ОУ-140-146/168-65Б и ОУ-140-146/168-65БХЛ колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить исследовательские работы через межтрубное пространство.

Запорное устройство оборудования - проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок.

Подъемные трубы подвешены на конусе. Насосно-компрессорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Конус и все закладные детали уплотнительного узла выполнены разъемными. В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа в систему нефтяного сбора и для предотвращения изливов нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.

Оборудование унифицировано с серийно выпускаемой фонтанной арматурой с проходными пробковыми кранами. Оборудование устьевого типа ОУШ-65/50х140 и ОУШ-65/50х140ХЛ состоит из корпуса, в котором размещена муфтовая подвеска, обеспечивающая подвешивание колонны подъемных труб. На подвеске установлены сальниковые устройства для герметизации штока скважинного насоса и отвод с вентилем, предназначенный для пропуска в затрубное пространство скважинных приборов.

Эксплуатация скважины осуществляется через боковой отвод трубной головки, на котором установлены быстросъемный дроссель и запорный угловой вентиль. Второй боковой отвод с вентилем сообщен с затрубным пространством.

При обрыве штока скважинного насоса конструкция сальникового устройства обеспечивает перекрытие его прохода, предотвращая излив жидкости из скважины.

Для сброса избыточного давления в затрубном пространстве в выкидную линию в муфтовой подвеске предусматривается перепускной клапан.

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, обводненностью 99% и температурой не более 403 К.

Насосы представляют собой вертикальную плунжерную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижными цилиндрами и металлическими плунжерами; спускаются в скважину на колонне подъемных труб и насосных штанг. Возвратно-поступательное движение плунжеру насоса передается станком-качалкой через колонну насосных штанг. Колонна штанг посредством канатной подвески подвешивается на головке балансира станка-качалки. Режим откачки (длина хода полированного штока и число двойных ходов станка-качалки) устанавливается в зависимости от количества поднимаемой жидкости. При каждом качании станка-качалки происходит следующий цикл работы насоса. При движении плунжера вверх закрывается нагнетательный клапан и происходит подъем жидкости на дневную поверхность, одновременно открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра жидкостью. При движении плунжера вниз закрывается всасывающий и открывается нагнетательный клапан и происходит перемещение жидкости из полости под плунжером в полость над плунжером.

Насосы изготавливаются следующих типов:

НСВ1	-	вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с замком наверху;
НСВ2	-	то же, с замком внизу;
НСВГ	-	вставной, одноступенчатый, двухплунжекрный с замком наверху;
НСВД	-	вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с замком наверху;
НСН1	-	невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с захватным штоком;
НСН2	-	невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с ловителем;
НСНА	-	то же с автосцепом.

В условное обозначение насосов входят: буквенный шифр с цифрами 1 или 2, обозначающий тип насоса и его исполнение; условный размер насоса (в мм) (для двухплунжерных насосов записывается через дробь); буква «Р» - насосы с клапанами исполнения «С4»; ход плунжера (в мм), уменьшенный в 100 раз; максимальная глубина спуска насоса (в м), уменьшенная в 100 раз; цифры 0,1,2 - группа посадки. Например, НСВ1-42-18-15-0, НСВ1-43Р-18-15-1, НСВ1П-28-12-15-1, НСВГ-38/55-18-12-2, НСВД-38/55-35-12-2, НСН2-55-25-18-2, НСНА-43-30-15-1.

Для насосов типов НСВ1 и НСН2 предусматриваются следующие исполнения:

В - с седлами клапанов из твердого сплава, пескозащитным устройством и сепаратором;

Без буквенного обозначения - с седлами клапанов из нержавеющей стали;

П - с седлами клапанов из твердого сплава (только для насосов типа НСВ1);

Т - с седлами клапанов из твердого сплава и с полным штоком (только для насосов типа НСН2).

В зависимости от параметров откачиваемой жидкости и геологотехнической характеристики эксплуатируемых скважин насосы имеют свою область применения.

Изготавливают насосы следующих групп посадок:

группа 0	-	с зазором от 0 до 0,045 мм;
группа I	-	с зазором от 0,020 до 0,070 мм;
группа II	-	с зазором от 0,070 до 0,0120 м м;
группа III	-	с зазором от 0,120 до 0,170 мм (изготавливают только по требованию заказчика)

Замковая опора поставляется на каждые 5 насосов вставного исполнения.

Насос типа НСВ1 состоит из цилиндра исполнения Ц1, клапана С3, противопесочного клапана, замка и плунжера исполнения П3. Замок и противопесочный клапан установлены на верхнем конце цилиндра, а в нижний конец ввернут всасывающий клапан. Нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера, а в верхний конец последнего вворачивается шток с переводником штока и контргайкой. Нагнетательные и всасывающие клапаны выполнены сдвоенными парами «седло-шарик», что увеличивает надежность и долговечность насоса. Всасывающий клапан имеет увеличенное проходное сечение, что способствует улучшению заполнения цилиндра насоса.

Замок имеет посадочный конус, посредством которого осуществляется посадка насоса в замковую опору. С насосом применяется замковая опора типа ОМ (с пружинным якорем). Насос фиксируется в опоре пружинным якорем и извлекается из скважины при подъеме колонны насосных штанг. При этом плунжер, упираясь в узел замка, протаскивает цилиндр насоса и срывает его из замковой опоры.

Насос типа НСВ1П в отличие от насоса НСВ1 имеет одинарные нагнетательный и всасывающий клапаны исполнения С2 (с седлами из твердого сплава ВК6-В), он более надежен при откачке жидкости с содержанием песка до 0,2 %.

Насосы выпускаются с длиной хода до 3500 мм. Технические данные насосов аналогичны данным насосов НСВ1 за исключением длины, которая меньше на 100 мм.

Насос типа НСВ2 полностью унифицирован с насосом НСВ1, но отличается расположением замка, который установлен на нижнем конце цилиндра. Нагнетательный и всасывающий клапаны исполнения С2 выполнены сдвоенными парами «седло-шарик».

Насос сажается в замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и дает возможность значительно увеличить глубину подвески насосов.

Насосы типа НСВГ двухцилиндровые с клапанами исполнения С4.

Цилиндры насоса исполнения Ц1 соединены между собой посредством переводника, а плунжеры исполнения П3 - посредством полого штока.

Для насоса НСВГ-38/55 применяются всасывающие клапаны открытого, а нагнетательные - закрытого типов. Клапаны насоса НСВГ-38/55 соединены между собой и установлены на верхнем конце нижнего плунжера. У насоса НСВГ-55/43 всасывающий клапан установлен на нижнем конце цилиндра, а нагнетательный - на нижнем конце нижнего плунжера.

Верхний и нижний цилиндры насоса совместно с плунжерами поставляются отдельно. В скважину на колонне подъемных труб спускается замковая опора, после чего в колонну труб спускается сначала нижний цилиндр с плунжером. Собранный таким образом насос спускается на колонне штанг и сажается в опору.

Принцип работы насосов НСВГ не отличается от работы скважинных насосов типа НСВ1.

У насоса НСВГ-38/55 рабочим объемом заполнения служит разность рабочих объемов двух цилиндров, а у насоса НСВГ-55/43 - объем нижнего цилиндра.

Нагрузка на колонну штанг при ходе вверх создается массой столба жидкости на сечение плунжера большого диаметра.

Нагрузка на колонну штанг при ходе вниз, способствующая погружению в вязкую жидкость, создается массой столба жидкости на сечение плунжера меньшего диаметра для насоса НСВГ-38/55 и на разность сечений плунжеров для насоса НСВГ-55/43.

Насосы извлекаются из скважины при подъеме колонны насосных штанг. Насос НСВД отличается от насоса НСВГ-38/55 наличием на нижнем конце нижнего цилиндра дополнительного всасывающего клапана, что создает дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости.

Сборка и разборка цилиндров и плунжеров и спуск насоса в скважину производится так же, как и для скважинного насоса НСВГ. Гидравлическая нагрузка на колонну насосных штанг образуется от действия столба жидкости на сечение нижнего плунжера.

При ходе плунжеров вверх заполняется объем нижнего цилиндра и дожимается газированная жидкость в кольцевом пространстве. При ходе плунжеров вниз часть жидкости из нижнего цилиндра проходит через полость верхнего плунжера в подъемные трубы, а часть заполняет полость.

При повторении цикла газированная жидкость из полости дожимается и перекачивается в полость колонны подъемных труб.

Такой процесс работы насоса не дает возможность газу, содержащемуся в жидкости, заполнить нижний цилиндр и уменьшить его коэффициент заполнения.

Насосы НСН1 условного размера 28 и 32 мм имеют клапаны исполнения С1, цилиндр Ц1 и плунжер П2. Насосы условного размера 43 и 55 мм укомплектованы клапанами С3. Цилиндр Ц2 и плунжер П2 имеют насосы НСН1-43-09-12 и НСН1-55-09-10. Цилиндр Ц3 и плунжер П1 имеют насосы НСН1-43-09-09 и НСН1-55-09-08. К нижнему концу плунжера присоединен наконечник, а в верхнем конце установлен нагнетательный клапан. К клапану присоединяется шток, а к штоку колонна насосных штанг. Всасывающий клапан подвешивается к нижнему концу плунжера на захватном штоке и при работе насоса сажается в седло конуса. Основные детали и сборочные единицы насоса НСН1 унифицированы с насосом НСН2.

В скважину на колонне подъемных труб спускается цилиндр насоса, после чего на колонне насосных штанг спускается плунжер насоса вместе со всасывающим клапаном и сажается в седло конуса.

Длина штока обеспечивает длину хода плунжера с учетом запаса для подвешивания колонны насосных штанг.

При демонтаже насоса после подъема колонны насосных штанг с плунжером и всасывающим клапаном жидкость из колонны подъемных труб сливается в скважину через открывшееся седло конуса, после чего поднимается колонна труб с цилиндром насоса.

Насосы НСН2 изготавливаются в исполнении 1 - с неразгруженным цилиндром и в исполнении 2 - с разгруженным (свободно стоящим) цилиндром.

Нагнетательный клапан с ловителем установлен на нижнем конце плунжера. Всасывающий клапан со штоком ловителя устанавливается в седле конуса. Для насосов с условным размером 32 и 43 мм в клетку плунжера завернут шток, а к нему через проводник - колонна насосных штанг.

Условия заполнения цилиндра насоса улучшаются за счет того, что всасывающий клапан имеет сравнительно большую площадь проходного сечения, чем нагнетательный.

В скважину на колонне подъемных труб спускается цилиндр насоса, после чего на колонне насосных штанг спускается плунжер насоса вместе со всасывающим клапаном, который соединен с нагнетательным посредством ловителя. Всасывающий клапан сажается в седло конуса, после чего поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрелки отсоединяется всасывающий клапан и плунжер поднимается на высоту до 300 мм.

Подъем насоса из скважины проводится в обратной последовательности. Поворотом колонны штанг по часовой стрелке ловится всасывающий клапан, и колонна насосных штанг поднимается вместе с плунжером и всасывающим клапаном. Жидкость из полости колонны подъемных труб сливается в скважину через седло конуса, после чего поднимается колонна труб с цилиндром насоса.

Насос НСН2 исполнения 2 отличается от насоса исполнения 1 тем, что в нем применяется цилиндр насоса типа НСВ1. Цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте колонны подъемных труб посредством переводника, а верхний конец его свободен, т.е. цилиндр разгружен. Масса столба жидкости при ходе колонны штанг вниз передается на нижний конец подъемных труб и цилиндр не испытывает циклической нагрузки.

Всасывающий клапан со штоком ловителя устанавливается в седле конуса, подвешенном в муфте. Принцип работы и технология спуско-подъемных операций одинакова с насосом исполнения 1.

Насос НСН2Т состоит из цилиндра исполнения Ц1, клапанов исполнения С2, плунжера исполнения П2. Насос отличается от насоса НСН2 тем, что вместо колонны насосных штанг плунжер наворачивается на полный шток с переводником, имеющим резьбу насосно-компрессорных труб.

Плунжер на верхнем конце имеет радиальные отверстия, соединяющие внутреннюю полость плунжера с полостью цилиндра.

После спуска в скважину на колонне подъемных труб цилиндра насоса на колонне полых штанг (насосно-компрессорных труб диаметром 48 мм по ГОСТ 633-80), соединенных с полым штоком, спускается плунжер со всасывающим клапаном, подвешенным на ловителе.

При работе насоса откачиваемая жидкость поднимается по полым штангам со сравнительно большой скоростью, это мешает осаждению механических примесей в полости насоса. Рабочая поверхность цилиндра и плунжера изолированы от добываемой жидкости, что предотвращает заклинивание плунжера в цилиндре.

Принцип работы и способы эксплуатации насосов НСН2Т идентичны с насосом НСН2. Перед пуском насоса НСН2Т в работу необходимо заполнить водой колонну полых штанг и кольцевое пространство между колонной полых штанг и подъемных труб. При подъеме колонны полых штанг жидкость из полости штанг сливается в скважину через отверстие в плунжере.

Насос НСНА имеет цилиндр исполнения Ц1 для насосов условных размеров 43 и 55 мм и Ц2- для насосов условных размеров 68 и 93 мм, плунжер Ц2, клапаны С2 - для 43 и 55 мм и С3 - для 68 и 93 мм соответственно.

Автосцеп (автоматическое сцепляющее устройство для слива жидкости) насоса состоит из захвата, закрепляемого за верхний конец плунжера и сцепа, установленного на нижнем конце мерного штока. Сливное устройство устанавливается на верхнем конце цилиндра и имеет золотник с уплотнительными кольцами, установленный в корпусе со сливным отверстием.

Скважинный насос без сцепа и мерного штока спускается в скважину на колонне подъемных труб, после чего на колонне насосных штанг спускается мерный шток со сцепом.

Сцеп проталкивает золотник сливного устройства вниз и сцепляется с захватом на плунжере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну насосных штанг. При этом захват проталкивает золотник сливного устройства вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отцепляется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

1.2 Назначение и принцип действия штанговой скважинной

насосной установки

Штанговая скважинная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-комрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования в редких отдельных случаях какой-либо из перечисленных элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы ШСНУ.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.

Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию привода от привода к скважинному насосу.

Скважинный насос преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой пластовой жидкости.

Колонна насосно-комрессорных труб служит каналом для подъема откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.

Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, ее соединения с нефтепромысловым коллектором, а также фиксирует верх колонны НКТ.

Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относительно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якори для отделения из НКТ относительно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якори для отделения из пластовой жидкости, поступающий на прием скважинного насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.

В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее внутренняя полость в качестве канала для подъема пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным якорем с пакером.

Рассмотрим отдельные элементы установки на примере ШСНУ с балансирным станком-качалкой.

Штанговая скважинная насосная установка включает в себя привод располагаемый в непосредственный близости от устья скважины. Известно большое число различных конструкций приводов. Привод ШСНУ обеспечивает вертикальное возвратно-поступательное перемещение верхней точки колонны штанг.

Последняя собирается из отдельных штанг длиной 8 м, диаметром 16-25 мм, соединяемых друг с другом посредством резьбовых муфт.

Первая, верхняя штанга (устьевой шток) имеет, как правило, несколько больший диаметр (до 38 мм) и пропущена через устьевой сальник, обеспечивающий герметизацию внутренней полости НКТ.

Колонна насосно-комрессорных труб соединяет скважинный насос (его цилиндр) с устьевым оборудованием и образует канал для движения вверх пластовой жидкости, откачиваемой скважинным насосом. Колонна собирается из отдельных труб, длиной 8-11 м и диаметром 38-102 мм с помощью муфт.

Устьевое оборудование имеет корпус, в котором расположен устьевой сальник, боковой отвод для соединения внутренней полости НКТ с промысловым коллектором, а также боковой отвод, сообщающийся с затрубным пространством. Устьевой сальник снабжен механизмом для регулировки его затяжки и фиксации уплотненного элемента.

Штанговый скважинный насос представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра, соединенного с колонной НКТ, плунжера, соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан установлен на плунжере, а всасывающий - в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый или песчаный якорь.

В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-комрессорной и эксплуатационной колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир с головкой в возвратно-поступательное движение колонн штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящийся над плунжером, которая по колонне насосно-компрессорных труб движется вверх - происходит ее откачивание. В это время впускной всасывающий клапан открыт и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

Поднятая на поверхность жидкость через боковой отвод устьевого сальника поступает в промысловый коллектор. В зависимости от специфических особенностей промыслов или отдельных скважин применяют и другие конструкции элементов ШСНУ. Как видно, ШСНУ представляет собой насосный агрегат, вертикальный габарит которого соответствует расстоянию от ШСН до привода. В результате его гидравлическая часть - плунжер с цилиндром - удалена от механической, т.е. привода, расположенного на поверхности до 3000-4000 м. Эта же величина и определяет вертикальный габарит всей установки в целом. Диаметральные размеры гидравлической части установки, т.е. колонн НКТ, штанг и скважинного насоса, весьма малы по сравнению с линейными.

Из-за этих особенностей ШСНУ на работу существенно влияют другие деформации ее наиболее длинных элементов - колонны штанг и НКТ, а также собственные веса подвижных частей установки, которые соизмеримы, а в ряде случаев превышают полезные нагрузки, возникающие в процессе подъема пластовой жидкости.

Все это предопределяет конструктивные особенности основных элементов и узлов ШСНУ.

Назначение привода ШСН двояко - с одной стороны он преобразовывает энергию двигателя в механическую энергию колонны штанг, с другой - создает оптимальный режим работы приводного двигателя. Привод обеспечивает движение точки подвеса штанг по определенному закону, регулирует режим откачки пластовой жидкости за счет изменения длины и частоты хода точки подвеса штанг, пуск и остановку ШСНУ, контроль режима работы внутрискважинного оборудования. Он также позволяет использовать двигатели минимальной мощности, на режим нагружения которых закономерность изменения внешней нагрузки должна влиять в минимальной степени.

Привод ШСН состоит из следующих основных блоков: силового органа, уравновешивающего устройства и собственно привода. Силовой орган предназначен для перемещения колонны штанг и может быть механическим, состоящим из системы рычагов, канатов и блоков, гидравлическим или пневматическим - с использованием собственно гидро- или пневмоцилиндров.

Собственно привод включает двигатель (электромотор или двигатель внутреннего сгорания) и передачу, которая может быть механической или гидравлической. Эти два блока в основном обеспечивают выполнение первой функции привода, выполнение второй обеспечивается уравновешивающим устройством, которое накапливает потенциальную энергию колонны штанг при ее ходе вниз и отдает при ходе штанг вверх.

Применение уравновешенного устройства обусловлено следующим. При ходе штанг вверх нагрузка на привод ШСН в точке подвеса штанг обусловлена весом колонны Рш и весом столба жидкости, находящейся над плунжером скважинного насоса Рж (остальные силы рассматривать не будем) При этом за время хода штанг вверх tв на длину хода штанг S совершается работа Ав=(Рш+Рж)S. Средняя мощность двигателя при этом будет Nср.в =(Рш+Рж)S/tв.

При ходе вниз в течение времени tн нагрузка на привод в точке подвеса штанг обусловлена только весом колонны штанг Рш и так как они перемещаются вниз, то работа будет отрицательной: Ан=- Рш S.

Средняя работа, которая совершается установкой за время двойного хода Т = tв + Ан = РжS, а соответственно средняя мощность, необходимая для привода установки, Nср = РжS/T.

Штанговый скважинный насос для откачивания пластовой жидкости из скважин для откачивания пластовой жидкости из скважин приводится в действие колонной штанг. Он работает в тяжелых условиях: перекачиваемая пластовая жидкость содержит в себе минерализованную воду, абразив, химически активные вещества, газы - часто сероводород и СО2. Температура окружающей среды может превышать 100⁰С. Работая в подобных условиях, скважинный насос должен иметь достаточную долговечность и высокий к.п.д. Разнообразие условий эксплуатации нефтяных месторождений исключает возможность однозначного определения к.п.д. или долговечности ШСН. Межремонтный период работы насоса колеблется от 15-20 до 400-500 сут, к этому времени объемный к.п.д. снижается до 30-50 %.

Основной задачей в области конструирования насосов является увеличение их надежности и повышение эксплуатационных показателей: глубины спуска насоса и коэффициента полезного действия.

В настоящее время почти во всех ШСНУ используются штанговые скважинные насосы - вертикальные, одинарного действия с полым проходным плунжером. Процессы всасывания и нагнетания у них осуществляются при движении плунжера вверх.

Комплекс, состоящий из скважинного насоса, НКТ и штанг, представляет собой по существу дифференциальный насос, подача которого происходит при ходе штанг и вверх, и вниз. Без учета утечек при ходе штанг вверх объем пластовой жидкости, вытесняемой из колонны НКТ в промысловую сеть, будет V =(F-f)S, где F - полная площадь поперечного сечения плунжера, f - площадь поперечного сечения устьевого штока, S - длина хода устьевого штока, принимаемая равной ходу плунжера. При ходе штанг вниз объем вытесняемой жидкости будет равен объему устьевого штока, проходящего через сальник, т.е. Vн = fF.

Таким образом, подача жидкости в промысловую сеть за двойной ход штанг будет происходить при ходе вверх и вниз, а суммарный поднятый объем жидкости V = Vв + Vн = FS.

По способу крепления к колонне НКТ насосы делятся на не вставные (трубные) и вставные.

Цилиндр трубного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Трубные насосы имеют простую конструкцию, и их применяют в скважинах с большим дебитом. Их применение наиболее целесообразно в скважинах с большим межремонтным периодом, так как для смены или ремонта цилиндра насоса необходимо поднимать всю колонну труб.

Цилиндр вставного насоса спускается внутри труб на колонне штанг и монтируется на них с помощью специального замкового соединения. Это позволяет менять вставной насос без спуска и подъема труб.

Но при одинаковых диаметрах плунжеров вставной насос требует применения НКТ большого диаметра. Так, например, трубный насос с диаметром плунжера 43 мм можно спустить на 60 мм трубах, а вставной с плунжером того же диаметра требует применения НКТ большого диаметра - 73 мм.

В настоящее время скважинные штанговые насосы с втулочными цилиндрами и металлическими плунжерами изготавливаются в соответствии с ГОСТ 6444-78. Они предназначены для откачки пластовой жидкости с содержанием воды до 99%, динамической вязкостью до 0,1 Па, с содержанием Н2S до 0,1 % (в объеме), твердых механических примесей до 0,5 % с температурой до 130 С.

Колонна штанг обеспечивает кинематическую связь силового органа наземного привода с плунжером скважинного насоса. Колонна насосных штанг работает в очень тяжелых условиях:

- она подвержена действию циклически изменяющейся нагрузки, которая, как правило, в верхней части носит пульсирующий характер, а в нижней - знакопеременный;

- она погружена в коррозионноактивную жидкость - смесь нефти, минерализованной воды, в которой иногда присутствуют агрессивные СО2 и Н2S;

- ее боковая поверхность вследствие искривленности скважины трется о внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб и изнашивается.

Процесс усугубляется наличием в пластовой жидкости абразива.

Комплекс этих факторов отрицательно влияет на долговечность штанги и приводит к снижению ее несущей способности, в результате чего наиболее слабым элементом скважинной насосной установки является колонна штанг. Требуемая долговечность колонны штанг при ее работе в заданных режимах нагружения достигается, во-первых, за счет улучшения конструкции колонны штанг, применения прогрессивной технологии их изготовления, использования более прочных сталей; во вторых - за счет обеспечения более легкого режима эксплуатации, например, уменьшения числа циклов нагружения или усилий, передаваемых штангами.

Расчет колонны штанг сводится к определению величины и характера изменения нагрузки на них, выбору расчетной формулы, соответствующей действительным условиям работы штанг и определению допускаемых напряжений, обусловливающих достаточно надежную работу штанг.

Характер нагружения колонны штанг сложен, некоторые составляющие действующих сил могут быть случайными. Усилия в точке подвеса штанг при ходе вверх определяются собственным весом штанг, весом жидкости, находящийся под плунжером скважинного насоса, силами трения, инерционными и динамическими составляющими. При ходе штанг вниз усилие от веса жидкости отсутствует, а направление сил трения изменяется. Кроме того, во время движения колонны штанг могут возникать усилия вследствие заклинивания плунжера в цилиндре скважинного насоса и другие силы, появление которых вызвано взаимодействием колонн и труб.

Таким образом, в верхней части колонны действуют переменные напряжения, изменяющиеся по асимметричному циклу.

Характер нагружения в нижней части колонны иной - по мере увеличения расстояния от точки подвеса доля собственного веса колонны в общем балансе действующего усилия убывает и у плунжера становится равной нулю. При ходе плунжера вниз усилие трения плунжера о цилиндр, усилие, обусловленное гидравлическими сопротивлениями клапанов, приводят к появлению усилий, сжимающих колонну штанг.

Таким образом, в нижней части колонны действуют знакопеременные напряжения.

Скважинные штанговые насосы (рис.1) с втулочным неподвижным цилиндром и металлическим плунжером предназначены для откачки нефти с обводненностью до 99%, динамической вязкостью до 0,1 Па с, объемной долей H2S до 0,1%, наличием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на входе в насос до 25%, с температурой до 130С.

В соответствии с ГОСТ скважинные штанговые насосы должны изготавливаться следующих типов:

НСВ1 -- вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху;

НСВ2 -- то же, с замком внизу;

НСВГ -- вставной, одноступенчатый, двухплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху;

НСВГ -- вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху;

НСН1 -- невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и захватом штока;

НСН2 -- то же, с ловителем; НСНА -- то же, с автосцепом; НСВ1Б -- вставной, одноступенчатый, одноплунжерный, с безвтулочным цилиндром и замком наверху;

НСН2Б -- невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с безвтулочным цилиндром и ловителем.

Дополнительные буквы в шифре следующие: П -- с седлами клапанов из твердого сплава; В -- с седлами клапанов из твердого сплава, пескозащитным устройством и сепаратором;

Т -- с седлами клапанов из твердого сплава и полым штоком.

Рисунок 1 - Скважинные штанговые насосы

Исходя из минимально возможного количества типоразмеров и обеспечения нормальной работы всех типоразмеров станков-качалок, а также возможности сборки необходимых по длине втулочных цилиндров (при длине одной втулки 300 мм) принято десять длин хода плунжера насоса -- 0,6; 0,9; 1,2; 1,8; 2,5; 3,0; 3,5; 4,5; 5,2 и 6,0 м -- с учетом возможности максимальных отборов при соответствующей грузоподъемности станка-качалки.

Наибольшее распространение получили невставные, или трубные, насосы. Они отличаются простотой конструкции, применяют их главным образом в скважинах, эксплуатирующихся с большим межремонтным периодом и с большими дебитами. Выпускают невставные насосы с условным диаметром 28, 32, 43, 55, 68 и 93 мм, с длиной хода плунжера от 0,6 до 4,5 м.

Применение вставных насосов значительно ускоряет и упрощает ремонт скважин за счет того, что насос в собранном виде спускают и извлекают из скважины на штангах без подъема насосно-компрессорных труб. Вставные насосы выпускают с условным диаметром 28, 32, 38, 43 и 55 мм с длиной хода плунжера от 1,2 до 6,0 м. Используют их для подъема жидкости из глубоких скважин. В условное обозначение насоса должны входить: тип насоса, исполнение, условный размер в мм, длина хода плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз и наибольшая длина спуска насоса в м, также уменьшенная в 100 раз. Например, НСВ1-28-30-15, где 28 -- диаметр насоса, 30х100 -- ход плунжера в мм и 15х100 -- наибольшая глубина спуска насоса в м.

Таблица 1.2 - Область применения насосов

Насосы	Характеристика откачиваемой жидкости
	Объемная доля механических примесей	Динамическая вязкость, Мпас, не более	Объемная доля свободного газа в насос, % не более	Водородный показатель рН
HCHI, НСН2, НСНА, НСВI, НСВ2, НСН2Б, НСВIБ	0,05	2,5	10	4,2-6,8
НСВ1П	0,2
HCBIB, НСН2В, НСН2Т	0,5	1,5
НСВГ	0,05 0,05	10
НСВД		1,5	25

2. Расчетная часть

2.1 Расчет комбинированного уравновешивания станка-качалки

Рассчитать комбинированное уравновешивание станка-качалки СКН5 - 1812 для следующих условий работы: диаметр плунжера D_пл = 68 мм; глубина спуска насоса L = 600 м; погружение насоса под динамический уровень h = 30 м; диаметр штанг d = 22 мм; удельный вес жидкости ?_ж?= 900 кГ/м³; длина переднего плеча балансира а =3 м; длина заднего плеча балансира b = 2,5 м; радиус кривошипа r = 74 см при длине хода точки подвеса штан S = 1,8м .

Вес колонны насосных штанг

P_ш = q_ш L х 0,875=3,14 х 600 х 0,875=1650 кг

(0,875 -- коэффициент потери веса штанг в жидкости).

Вес жидкости:

F_пл ( L - h ) g_ж

P_ж = ---------------- = 1860 кг

10⁴

Расстояние от оси кривошипного вала до центра тяжести противовесов (при двух противовесах на каждом кривошипе) определяем по формуле

Р_ж a r r n₆ q₆

R = ( P _III + --------- ) ------------ - ----------- - 0,08r - 27,4 см =

2 b n_к q_к 1850

 1860 3 х 74 74 х 18 х 33

(1650 + --------) ------------------ - ------------------- - 0,08 х 74 - 27,4 см =

2 2,5 x 4 x 580 1850

= 42 см

Следовательно, для уравновешивания станка-качалки центр тяжести всех четырех кривошипных противовесов должен находиться на расстоянии 42 см от оси кривошипного вала при полном числе балансирных грузов (восемнадцать).

Можно также установить кривошипные противовесы на разном расстоянии от кривошипного вала, но сумма всех четырех плеч этих противовесов должна быть равна 42 см. * 4 = 168 см.

При небольшой нагрузке на станок-качалку вычисленное значение R может получиться отрицательным. Это указывает на большой вес взятых кривошипных противовесов, а иногда и на невозможность применения комбинированного уравновешивания. В последнем случае полностью снимают все уравновешивающие плиты с балансира и осуществляют только роторное уравновешивание.

Определить, каким образом нужно произвести доуравновешивание станка-качалки СКН5-3015 амперклещами на основании следующих данных: диаметр насоса D_пл = 56 мм; глубина установки насоса L = 650 м; длина хода полированного штока S = 2,4 м; число качаний в минуту п= 12. На кривошипах установлено по два груза, центры тяжести которых находятся от центра кривошипного вала на расстоянии: на первом кривошипе груз №1 -- 90 см и груз №2-- 86 см; на втором кривошипе груз №3 -- 88 см и груз №4 -- 88 см. Замеренная сила тока при ходе вверх I_в = 30 а, а при ходе вниз I_н = 50 а. Находим коэффициент неуравновешенности станка-качалки:

 I_в - I_н 30 - 50

К_ну = ----------- = ----------- = - 0,25

I_в + I_н 30 + 50

Знак минус указывает на то, что для доуравновешивания станка- качалки грузы надо передвинуть ближе к центру вала.

При значении К_пр = 2,4 и К_р = 46 общее расстояние, на которое надо передвинуть кривошипные грузы, будет равно:

по первой формуле

К_ну К_пр L -0,25 * 46 * 650

т = -------------- = ----------------------- = 75 см;

100 100

по второй формуле

L S

т = К_ну К_пр --------- (Dпл + n S) = - 79 см.

1000

Результаты по обеим формулам получены достаточно близкие. Примем т = - 75 см.

Из рассмотрения положений грузов видно, что любой из них может быть передвинут к центру кривошипного вала на 75 см. Передвинем на 75 см груз № 1, как наиболее удаленный от центра вала; тогда положение всех грузов будет следующее: груз №1 -- 90 -- 75 = = 15 см; груз №2 -- 86 см; груз №3 -- 88 см и груз №4 -- 88 см.

Среднее удаление грузов № 1 и 2 на левом кривошипе

( 15 + 86 ) / 2 = 50,5 см

а среднее удаление грузов № 3 и 4 на правом кривошипе будет равно 88 см. Разница (88 -- 50,5) = 37,5 см очень велика (для СКН5-3015 она не должна быть больше 20 см), поэтому нужно перемещать не один груз, а два -- по одному на каждом кривошипе. Поскольку грузы на обоих кривошипах удалены примерно одинаково от центра вала, следует передвинуть два симметрично расположенных груза (по одному на каждом кривошипе) на равные расстояния:

т 75

--------- = ---------- = 38 см

2 2

Рассчитать клиноременную передачу для станка-качалки СКН5-1812.

Электродвигатель АОП-63-6 имеет мощность N = 10 квт (13,6 л. с.) и число оборотов в минуту п₂ = 970. Диаметр шкива на редукторе D₁ = 800 мм и на электродвигателе D₂ = 400 м.

При коэффициенте скольжения ремня x = 0,01 число оборотов шкива редуктора будет равно:

(1 - x ) D₂ п₂

п₁ = -------------------------- = 480 об/мин.

D₁

Скорость движения ремней

p D₂ п₂

v = --------------- = 20, 3 м/сек

60

Угол обхвата меньшего шкива (электродвигателя) равен

(D₂ - D₁ ) 60

a--=--180⁰-------------------------- = 155⁰

п₂

Угол обхвата допускается не менее 120⁰.

Расчетная мощность N₀, передаваемая одним клиновидным ремнем, в зависимости от диаметра шкива электродвигателя и скорости движения ремня определяется из таблицы.

Поправочный коэффициент для угла обхвата а = 155⁰ будет равен

f = 1 -- 0,003 (180⁰ -- a) = 1 - 0,003 ( 180 -155 ) = 0,925.

Коэффициент F, учитывающий режим и длительность работы станка-качалки в три смены (для машин и механизмов III класса со значительными колебаниями нагрузки), принимаем равным 0,5.

Необходимое минимальное число ремней

N

n = -------------- = 2,6

N₀ f F

Принимаем n =3.

Длина ремней будет

(D₂ + D₁ )²

L = 2 l+ 1,57 (D₁ + D₂)+ ---------------- = 3924 мм,

4 l

где l -- межцентровое расстояние, которое предварительно примем равным 1000 мм.

Принимаем стандартную длину клиновидных ремней L = 4000 м, при этом межцентровое расстояние будет равно:

_____________________________

2L - p ( D₁ + D₂ ) + \/ [2L - p ( D₁ + D₂ ) ]² - 8 ( D₁ + D₂ )²