| СИНГ СПО. 131018.03 НРт-12-(9)-1 |
Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.
Рис.2 Штанговая насосная установка.
Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.
Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривоши
| СИНГ СПО. 131018.03 НРт-12-(9)-1 |
пы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.
Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.
Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг.
9. Эксплуатация скважин, эксплуатируемых установками погружных бесштанговых насосов.
Для отбора из скважин больших объёмов жидкости применяется лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий высокий напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность при
| СИНГ СПО. 131018.03 НРт-12-(9)-1 |
вода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название погружные электронасосы. В первом случае — это установки центробежных электронасосов, во втором — установки погружных винтовых электронасосов.
Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом. При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия на внутреннюю поверхность НКТ.
Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и достигает 600 суток. Скважинный насос имеет 80—400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса — по плоскому.
Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (напряжение промысловой сети) до 400— 2000 В. Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.
Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане. Для повышения эффективности работы для извлечения вязких жидкостей используется скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового насоса, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оборудование устья, трансформатор и станцию управления. За исключением насоса, другие части установки идентичны.
| СИНГ СПО. 131018.03 НРт-12-(9)-1 |
Рис.3 Принципиальная схема УЭЦН.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Во время прохождения практики я ознакомился с практической работой оператора по добыче нефти и газа, с процессами, оборудованием и принципами его функционирования для бурения нефтяных и газовых месторождений, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Его роль в организации очень велика, а работа весьма опасна. Каждый аспект работы требует большого количества времени, труда, проверок и контроля оборудования прежде, чем какой-то метод работы зарекомендует себя как эффективный. Для наибольшей эффективности оператор по добыче нефти и газа планирует свою работу.
| СИНГ СПО. 131018.03 НРт-12-(9)-1 |
Практика послужила для меня начальным пунктом для дальнейшего развития в этой сфере работы, как будущей моей профессией.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
| СИНГ СПО. 131018.03 НРт-12-(9)-1 |
1. Амиров А.Д. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин, 1953 г. с. 313 – 320 .
2. Газизов А.А., А.Ш.Газизов (ОАО «НИИ Нефтепромхим»), с. 174 А.И.Никифоров (Институт механики и машиностроения КНЦ РАН) Об одном критерии эффективности разработки нефтяной залежи. с. 257 – 261.
3. Грайфер В.И., В.Д.Лысенко (АО «РИТЭК») О повышении эффективности разработки месторождений при применения химических реагентов. с. 175.
4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов. М.,1999. с. 94.
5. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1989. с. 249 – 256.
6. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. с. 175.
7. Проектирование разработки нефтяных месторождений (принципы и методы) / А.П. Крылов и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. с. 63 – 74.
8. Технология добычи нефти и газа / И.М. Муравьев и др. М.: Недра, 1971. с. 45.
9. Раабен А.А., Шевалдин Л.Е., Максутов Н.Х. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1989.
10. Сарваретдинов Р.Г. , Гильманова Р.Х., Хисамов Р.С. (НПО «Нефтегазтехнология», ОАО «Татнефть») Формирование базы данных для разработки геолого-технических мероприятий оптимизации добычи нефти. с. 249 – 252.
