Аналіз добувних можливостей свердловин, що обладнані штанговими свердловинними насосними установками

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти і науки України

Полтавський національний технічний університет імені Юрія Кондратюка

Кафедра видобування нафти і газу та геотехніки

Курсовий проект

з дисципліни "Технологія видобування нафти"

на тему: "Аналіз добувних можливостей свердловин, що обладнані штанговими свердловинними насосними установками"

Виконав студент

групи 403 - НГ

Яковенко І.О.

Керівник проекту

Наливайко О.І.



Вступ

Виконання курсової роботи є одним з етапів вивчення курсу "Технологія видобутку нафти". При вивченні програмного матеріалу для його закріплення і набуття практичних навичок студенти повинні виконати курсову роботу згідно з робочою навчальною програмою.

Метою даного курсового проекту є закріплення теоретичних знань та набуття навичок в проектуванні нафтопромислових об'єктів. У процесі проектування необхідно не тільки вибрати основні параметри та конструктивні рішення нової техніки, але й обґрунтувати економічну доцільність її створення.

Нафтогазова промисловість України і багатьох інших країн світу є провідною галузю економіки та народного господарства, яка забезпечує енергетичні, побутові та інші потреби народу. Стабілізація та ріст видобутку нафти і газу є основною задачею найблищих років.

Виконання такої задачі викликає необхідність введення в розробку багатьох новорозвіданих нафтових родовищ та спорудження на них значної кількості виробничих об'єктів збору, транспорту і підготовки нафтопромислової продукції.

Витрати на обладнання нових нафтових і газових родовищ та реконструкцію їх на старих нафтогазовидобувних площах складають більшу частину всих капітальних та експлуатаційних витрат.

Нафтова промисловість охоплює нафтовидобувну та нафтопереробну галузі, які виникли ще в ХІХ столітті. Нафтовидобувна промисловість об'єднує підприємства з розвідування й видобутку нафти та попутного нафтового газу, зберігання та транспортування нафти. Нафтопереробна промисловість - це галузь обробної промисловості, яка виробляє з сирої нафти нафтопродукти, що використовуються як паливо, мастильні та електроізоляційні матеріали, розчинники, шляхове покриття та нафтохімічна сировина.

В 2005 році було видобуто 4,1 млн. т. нафти (включаючи нафтовий конденсат). Потреби господарства України в нафті становлять приблизно 40 млн. т. в рік. Хоча видобуток нафти в нашій країні зменшується, проте ми маємо і сприятливі фактори: великі потужності по переробці нафти (близько 70 млн. т), які відсутні в Росії.

У курсовому проекті розглянуто тему "Схема штангового свердловино-насосноного устаткування (УШГН)". У роботі впроводжуються дослідження свердловин, які знаходяться на Козіївському родовищі.



1. Загальні відомості про родовище

1.1 Оглядова схема Козіївського нафтового родовища

Коротка історія геологічних досліджень

Козіївське родовище розташоване в північній прибортовій зоні центральної частини ДДЗ в межах Охтирської депресії. Родовище відкрите в 1976 р.Розробка розпочата в 1980 р. Поклади нафти виявлені в 10 продуктивних горизонтах візейського і турнейського ярусів нижнього карбону (В_13, В_14, В_15, В_16, В_17в, В_18, В_21, В_22_23, Т_1) та фаменського ярусу верхнього девону (Д_8), які залягають в інтервалі глибин від 3600 до 4500 м. В 1987 р. виконано перший підрахунок запасів вуглеводнів і на його основі в 1989 р. складено "Технологічну схему розробки Козіївського нафтового родовища". З 1992 р. розробка родовища велась згідно "Технологічної схеми розробки Козіївського нафтового родовища" за другим варіантом розробки з підтриманням пластового тиску в покладі горизонтів В-22+Т-1 шляхом внутрішньоконтурного заводнення.

Впродовж 1996-1997 рр. виконано "Перерахунок запасів нафти Козіївського родовища та техніко-економічне обґрунтування коефіцієнтів вилучення нафти".

У 2000 р. в ДКЗ України затверджені запаси Козіївського родовища, на основі яких в 2005 р.складено "Проект розробки Козіївського родовища" згідно якого ведеться розробка родовища в даний час.

1.2 Стратиграфія

Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини поблизу Охтирського виступу фундаменту. ДДЗ -- геологічна структура в південній частині Східно-Європейської платформи, на території Білорусі й України. Являє собою ступінчасте зниження докембрійського фундаменту типу ровоподібного прогину -- авлакогену. Головним елементом западини є центральний ґрабен, виповнений товщею інтенсивно дислокованих осадово-вулканогенних відкладів девонського й осадових відкладів кам'яновугільного й пермського віку, поперечними блоками розчленованих на блоки. На периферійних ділянках (бортах) западини фундамент поступово занурюється. Він перекритий осадовими відкладами кам'яновугільного, мезозойського й кайнозойського періодів. Потужність відкладів у межах бортів 500…3 500 м, у ґрабені -- до 18 000 м.По покрівлі горизонту Т-1(турнейський ярус) структура є брахиантикліналлю північно-західного простягання,ускладненою поперечними і повздовжніми скидами.Два основних з них амплітудою понад 200 м відокремлюють південно-західне крило і південно-східну перекліналь від склепіння.Розміри складки по ізогіпсі -3875 м 3,5х1,0 км,амплітуда 60 м.

Тектоніка

Козіївське нафтове родовище -- належить до Талалаївсько-Рибальського нафтогазоносного району Східного нафтогазоносного регіону України. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, рідше -- літологічно обмежені. Колектори -- пісковики. На цьому родовищі встановлена промислова нафтоносність відкладів серпуховського(горизонт С-21), візейського (горизонти В-14в,В-14н,В-15,В-16в,В-17в,В-21,В-22), турнейського (горизонт Т-1) і фаменського (Д-8) ярусів. Пісковики продуктивних горизонтів мають високі колекторські властивості.Винятком є породи горизонту В-21,для яких є характерно часте заміщення пісковиків непроникними глинистими породами..Поклади горизонтів В-22,Т-1 і Д-8 масивно-пластові.Далі приведено розрізі продуктивних частин,а також структурну карту горизонту Т-1:

1.3 Відомості про нафтогазоносність і водоносність розрізу

В "Проекті розробки Козіївського родовища" (2005 р.) для подальшої розробки було виділено два об'єкти розробки (горизонти В-14-21 і горизонти В-22-Т-1). Горизонт В-13 розглядається як об'єкт приєднання до верхнього об'єкта, а горизонт Д-8 передбачалось ввести в дослідну експлуатацію на пізній стадії розробки.

Відповідно до затвердженого проекту розробка родовища проводиться за третім варіантом

Станом на 01.01.2009 на родовищі в розробці перебували два об'єкти: В_22-Т-1 і В-14-21.

Всього з початку експлутації по родовищу видобуто: нафти _ 2017,9 тис. т, 271,1 тис. т рідини, 801,7 млн м3 нафтового газу (таблиця 10.3, рисунки 10.1 і 10.2). Згідно проекту передбачалось видобути: нафти _ 2288,5 тис. т, рідини - 445,1 тис. т, відповідно відхилення становить по нафті_ 11,8%, по рідині - 39,1 %.

Поточний коефіцієнт вилучення визначався відповідно до початкових геологічних запасів затвердж в ДКЗ і склав 0,332.

Основними причинами відхилення показників розробки є: менший від проектного фонд видобувних свердловин, неохопленість розробкою центральної частини покладу у зв'язку з впровадженою системою розробки, невиконання запроектованих рішень щодо застосування системи ППТ, зокрема відсутність нагнітання рідини по об'єкту В-14-21 і незначна ефективність закачування по об'єкту В-22-Т-1, висока обводненість видобувних свердловин об'єкту В-22-Т-1 блок ІІ.

Горизонти В-22-23+Т-1 в експлуатації перебувають з 1976 р. і об'єднані в один об'єкт розробки. Розробка проектувалась з підтриманням пластового тиску шляхом внутрішньоконтурного заводнення. Згідно технологічної схеми, горизонти В-22-23+Т-1 проектувалось експлуатувати існуючими на той час трьома свердловинами (6, 8, 21) та новими видобувними свердловинами _ 22, 24, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 34. Із запроектованих 10 свердловин на горизонт були пробурені 5 _ 26, 27, 24, 22, 34. Із запроектованих нагнітальних та водозабірних свердловин були пробурені - дві нагнітальні (23, 48) та дві водозабірні (45, 46). Пробурені свердловини значно змінили уявлення про геологічну будову горизонту. Свердловина 27, яка планувалась як видобувна, виявилась в водонафтовій зоні горизонту В-22-23 (горизонт Т-1 в ній виявився ущільненим). Тому свердловину 27 перевели під нагнітання. Свердловина 35 опинилась на межі продуктивних покладів горизонту В-22-23+Т-1 і також нижньовізейських та турнейського покладів за технічними причинами і була введена на гор. В-14. Запропонована схема ППТ виявилася малофективною - значне підвищення пластового тиску зафіксоване через 6 - 7 років.

Аналіз динаміки пластового тиску по свердловинах, приведений в проектному документі, дозволив відмітити, що тектонічні порушення виділені на площі не являються повними гідродинамічними екранами, поскільки значна потужність і розчленованість об'єкта і мала амплітуда зміщення сприяє до часткового контакту проникних пропластків.

На Козіївському родовищі гор. В-22_23+Т-1 експлуатували вісім свердловин (6, 8, 21, 22, 23, 26, 37, 40, 50).

Станом на 01.01.2009 р. об'єкт розробляється трьома свердловинами 28, 29, 31. Свердловини 6, 22, 26 перебувають у тимчасовій консервації з причин економічної неефективності їх експлуатації. Дебіти свердловин на момент переведення у консервацію відповідно - 0,7 т/д, 0,98 т/д, 0,38 т/д.

Згідно проектних показників у 2008 р. фонд нагнітальних свердловин повинен налічувати три свердловини. Фактично нагнітання рідини проводиться двома свердловинами 27, 34. Свердловина 48 знаходиться у бездії. Більш значна амплітуда зміщення по порушенню дозволяє припустити, що вплив закачування (св.48) неефективний оскільки пласти перфоровані в свердловині 48 контактують з пластами 1-2 (горизонт Т-1) в блоках ІІ та ІІІ, які в цілому по об'єкту не розробляються.

Свердловина 40 в липні 1996 р. введена в експлуатацію як нагнітальна (на гор. В-22). З 01.06.2005 р. свердловина перебувала у бездії в зв'язку з обмеженням нагнітання води по родовищу. В серпні 2006 р. свердловину перевели з нагнітального фонду в нафтовий на цьому ж горизонті. З жовтня 2006 р. свердловину ввели в експлуатацію штанговим глибинним насосом. Впродовж місяця обводненість продукції зросла до 99,7 %. Оскільки ремонтно-ізоляційні роботи результату не дали, свердловину у 2008 р. перевели з горизонту В-22 на вищезалягаючий горизонт В-21.

За час експлуатації з об'єкта В-22_23+Т-1 видобуто:

_ нафти - 1670,083 тис. т;

_ рідини - 1956,203 тис. т;

_ нафтового газу - 723,132 млн м3.

Поточний коефіцієнт нафтовилучення складає 0,362. Відставання фактичних показників річного видобутку нафти - 49,9 %, рідини - 23,4 % та нафтового газу - 57,3 % зумовлене меншою від проектної кількістю видобувних свердловин. Фактична кількість видобувних нафтових свердловин менша за проектну на 62,5 %.

Слід зауважити, що затверджена у проектному документі схема ППТ не виконується - фактичний фонд нагнітальних свердловин менший від проектного на 33 %. Накопичена компенсація відборів рідини в пластових умовах перевищує запроектовану на 39,5 %. Відмічається динаміка зростання середньодобових дебітів видобувних свердловин по нафті і по рідині відповідно на 14,1 % і 74,8 %. Другий об'єкт розробки згідно технологічної схеми (1989 р.) - горизонти В_14_21 планувалось розробляти з 1996 року свердловинами 35 і 37. Станом на 01.01.2009 р. об'єкт розробляється п'ятьма свердловинами. Горизонти В_14_15 експлуатуються свердловинами 24, 35; горизонт В_17 розробляється свердловиною 50; горизонт В_20 розробляється свердловиною 32, а розробка горизонту В_21 здійснюється свердловиною 40, переведеною з горизонту В_22.

Розробка покладу велась з перервою з 1980 року по 1984 рік та з 1994 року по даний час. Досягнутий коефіцієнт нафтовіддачі - 0,223. Розробка об'єкту знаходиться на початковій стадії. Крім того слід відмітити, що розробкою охоплені не всі горизонти. Поклади горизонтів В-14-21 передбачалось розробляти на природному пружно-водонапірному режимі, але фактично відмічається стрімке зниження пластового тиску, що супроводжується падінням дебітів нафти.

Отже, судячи по характеру падіння пластового тиску об'єкт працює на пружноводонапірному режимі з перевагою пружного режиму.

За час експлуатації з об'єкта видобуто:

_ нафти - 347,657 тис. т;

_ рідини - 488,579 тис. т;

_ нафтового газу - 78,603 млн м3.

По об'єкту спотерігається відставання річних показників видобутку нафти і рідини від проектних відповідно на 35,1 % і 65,8 %. Проте середньодобові дебіти видобувних свердловин по нафті перевищують проектні на 24,1 %. Середньодобові дебіти по рідині менші від запроектованих на 34 % у зв'язку з меншою від проектної обводненістю продукції - 71,9 %.

Системою ППТ на даному обєкті передбачено наявність однієї нагнітальної свердловини. Фактично на Козіївському родовищі нагнітання рідини проводиться лише по обєкту В-22-Т-1.

Річні видобутки за 2008 р. по об'єкту складають: 8,432 тис.т нафти, 9,989 тис.т рідини, 1,045 млн м3 нафтового газу. Досягнутий коефіцієнт нафтовіддачі становить 0,223.

За час експлуатації з об'єкта В-22_23+Т-1 видобуто:

_ нафти - 1670,083 тис. т;

_ рідини - 1956,203 тис. т;

_ нафтового газу - 723,132 млн м3.

Поточний коефіцієнт нафтовилучення складає 0,362. Відставання фактичних показників річного видобутку нафти - 49,9 %, рідини - 23,4 % та нафтового газу - 57,3 % зумовлене меншою від проектної кількістю видобувних свердловин. Фактична кількість видобувних нафтових свердловин менша за проектну на 62,5 %.

Слід зауважити, що затверджена у проектному документі схема ППТ не виконується - фактичний фонд нагнітальних свердловин менший від проектного на 33 %. Накопичена компенсація відборів рідини в пластових умовах перевищує запроектовану на 39,5 %. Відмічається динаміка зростання середньодобових дебітів видобувних свердловин по нафті і по рідині відповідно на 14,1 % і 74,8 %. Другий об'єкт розробки згідно технологічної схеми (1989 р.) - горизонти В_14_21 планувалось розробляти з 1996 року свердловинами 35 і 37. Станом на 01.01.2009 р. об'єкт розробляється п'ятьма свердловинами. Горизонти В_14_15 експлуатуються свердловинами 24, 35; горизонт В_17 розробляється свердловиною 50; горизонт В_20 розробляється свердловиною 32, а розробка горизонту В_21 здійснюється свердловиною 40, переведеною з горизонту В_22.

Розробка покладу велась з перервою з 1980 року по 1984 рік та з 1994 року по даний час. Досягнутий коефіцієнт нафтовіддачі - 0,223. Розробка об'єкту знаходиться на початковій стадії. Крім того слід відмітити, що розробкою охоплені не всі горизонти. Поклади горизонтів В-14-21 передбачалось розробляти на природному пружно-водонапірному режимі, але фактично відмічається стрімке зниження пластового тиску, що супроводжується падінням дебітів нафти.

Отже, судячи по характеру падіння пластового тиску об'єкт працює на пружноводонапірному режимі з перевагою пружного режиму.

За час експлуатації з об'єкта видобуто:

_ нафти - 347,657 тис. т;

_ рідини - 488,579 тис. т;

_ нафтового газу - 78,603 млн м3.

По об'єкту спотерігається відставання річних показників видобутку нафти і рідини від проектних відповідно на 35,1 % і 65,8 %. Проте середньодобові дебіти видобувних свердловин по нафті перевищують проектні на 24,1 %. Середньодобові дебіти по рідині менші від запроектованих на 34 % у зв'язку з меншою від проектної обводненістю продукції - 71,9 %.

Системою ППТ на даному обєкті передбачено наявність однієї нагнітальної свердловини. Фактично на Козіївському родовищі нагнітання рідини проводиться лише по обєкту В-22-Т-1.

Річні видобутки за 2008 р. по об'єкту складають: 8,432 тис.т нафти, 9,989 тис.т рідини, 1,045 млн м3 нафтового газу. Досягнутий коефіцієнт нафтовіддачі становить 0,223.



1.4 Застосоване обладнання

Штангова насосна установка ШНУ складається з наземного і підземного обладнання. До підземного обладнання відноситься: штанговий свердловинний насос, насосні штанги і труби. До наземного обладнання входить верстат-качалка, який складається з електродвигуна, кривошипа, шатуна, балансира.

Принцип дії штангової насосної установки

Експлуатація нафтових свердловин штанговими насосами -- один з основних способів механізованого видобутку нафти. Майже 70% діючого фонду нафтових свердловин експлуатується за допомогою цих насосів. Штангові насоси призначені для видобутку нафти при глибині підвіски насоса до 3500 м і при дебіті свердловин від часток тонни до 400 т/добу.

Свердловинний штанговий насос являє собою плунжерний насос спеціальної конструкції, пристосований для роботи в свердловинах на великій глибині. Привід його здійснюється з поверхні через колону спеціальних штанг.

Насосна установка на рис.1 складається з насоса 1, що знаходиться в свердловині, і станка-качалки , установленого на поверхні в устя. Циліндр насоса закріплений на кінці спущених у свердловину насосно-компресорних (піднімальних) труб 3, а плунжер 2 підвішений на колоні штанг 4. Сама верхня штанга (сальниковий шток) з'єднана з головкою балансира 13 станка-качалки канатною чи ланцюговою підвіскою. У верхній частині плунжер встановлений нагнітальний клапан, а в нижній частині -- всмоктувальний клапан.

Колона насосних труб, по якій рідина від насоса піднімається на поверхню, закінчується на усті трійником. У верхній частині трійника розташований сальниковий пристрій, призначенийдля запобігання витоку рідини уздовж сальникового штока, що рухається.

Через бічний відвід трійника рідина зі свердловини направляється у викидну лінію.

Зворотно-поступальний рух колоні насосних штанг передається від електродвигуна 12 через редуктор 10 і кривошипно-шатунний механізм станка-качалки.

Рис.1 - Насосна установка:

1 -- плунжерний глубинний насос; 2 -- плунжер; 3 -- насосно-компресорні труби; 4 -- штанга; 5 -- полірований шток; 6 -- головка балансира; 7 -- балансир; 8 -- шатун; 9 -- кривошип; 10 -- редуктор; 11 -- клинопасова передача; 12 --електродвигун; 13 -- балансир.

Принцип дії насоса наступний. При русі плунжера нагору всмоктувальний клапан 13 під тиском рідини відкривається, у результаті чого рідина надходить у циліндр насоса. Нагнітальний клапан 10 у цей час закритий, тому що на нього діє тиск стовпа рідини, що заповнила насосні труби.

При русі плунжера 2 униз всмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається і рідина з циліндра переходить в простір над плунжер. Таким чином, при ході плунжера нагору одночасно відбуваються усмоктування рідини в циліндр насоса і підйом її в насосних трубах, а при ході вниз -- витиснення рідини з циліндра в порожнину труб. Ці ознаки характеризують штанговий (глибинний) насос як насос одинарної дії. При кожному наступному ході плунжера в циліндр надходить майже та сама кількість рідини, що потім переходить у труби і поступово піднімається до устя свердловини.

Глибинні насоси

Штангові (глибинні) насоси по конструкції і способу встановлення розділяються на дві основні групи: не вставні і вставні. У кожній з цих груп насоси виготовляють різних типів, що відрізняються конструктивними особливостями, габаритами, пристроєм плунжера..

Підйом не вставного насоса зі свердловин також здійснюється в два прийоми: спочатку витягають штанги з плунжером і клапанами, а потім труби з циліндром.

Вставний же насос спускають у свердловину в зібраному вигляді (циліндр разом із плунжером) на насосних штангах і витягають його на поверхню також у зібраному вигляді шляхом підйому цих штанг. Насос встановлюють і закріплюють за допомогою спеціального замкового пристосування, що спускається заздалегідь у свердловину на трубах. У результаті цього для зміни вставного насоса (при необхідності заміни окремих вузлів чи насоса в цілому) досить підняти на поверхню тільки насосні штанги, насосні ж труби залишаються постійно в свердловині; їх витягають лише при необхідності виправленнязамкового пристосування, що на практиці буває рідко. Таким чином, зміна вставного насоса вимагає значно менше часу, ніж не вставного, крім того, при використанні такого насоса менше зношуються насосні труби, тому що немає необхідності їх спускати і піднімати, а також відгвинчувати і загвинчувати при кожній зміні насоса.

Ці переваги вставного насоса мають особливе значення при експлуатації глибоких свердловин, у яких спуско-підйомні операції при підземному ремонті займають багато часу.

Не вставні насоси підрозділяються на два типи:

Насоси двох клапанні НСН1 (насос свердловинний не вставний першого типу)

Насоси трьох клапанні НСН2.

Насос НСН1 (рис. 2) -- не вставний однобічної дії з захватним штоком, з верхнім нагнітальним і всмоктувальним кульковими клапанами і циліндром, зібраним зі сталевих чи чавунних втулок, призначений для експлуатації нафтових свердловин при глибині його підвіски 1200 м.

Складається він із двох основних вузлів: циліндра і плунжера. Кожух циліндра має внутрішнє різьблення на кінцях, сталеві чи чавунні втулки циліндра стягнуті по кінцях перевідником. Верхній перевідник приєднаний до колони насосних труб, на яких циліндр спускається в свердловину.

Рис. 2 - Насос НСН:

1 - всмоктуючий клапан; 2 - циліндр; 3 - нагнітальний клапан; 4 - плунжер; 5 - загарбний шток; 6 - уловлювач

Вузол циліндра виготовляють у двох виконаннях: з патрубком-подовжувачем і без нього. У першому виконанні до ніпеля (чи до нижнього перевідника) приєднаний патрубок-подовжувач із сідлом конуса на кінці, а в другому -- безпосередньо сідло конуса (через перевідник циліндра). До верхнього кінця плунжера приєднаний вузол нагнітального клапана, що складається з клітки, кульки, сідла і ніпеля. Клітка клапана приєднана до насосних штанг, на яких плунжер спускається в свердловину і при необхідності зі штангами витягається з неї. Через внутрішню порожнину наконечника, приєднаного до нижнього кінця плунжера, проходить захватний шток, голівка якого увесь час знаходиться всередині плунжера. Вузол всмоктувального клапана на нижньому кінці загарбного штока складається з клітки, кульки, сідла і наконечника-конуса. При спуску плунжера в циліндр насоса цей вузол встановлюється в сідло конуса.

Циліндр звичайного насоса типу НСН1 має 7 втулок довжиною 300 мм кожна.

Для експлуатації мало дебітних свердловин із глибиною підвіски насоса до 400 м при довжині ходу до 0,6 м розроблені дво-втулкові насоси розмірами 28 і 32 мм. Циліндр у такому насосі завжди перекритий плунжером довжиною 1200 мм.

При нормальній роботі двоклапанного насоса плунжер переміщується в циліндрі, не маючи зв'язок із загарбним штоком, а вузол всмоктувального клапана залишається нерухомим. При витягуванні з циліндра плунжер зачіпається за головку загарбного штока і піднімає за собою вузол всмоктувального клапана, відкриваючи нижній кінець циліндра насоса. У результаті цього рідина, що заповнює піднімальні труби, може перетікати через насос у свердловину.

У такому випадку при підйомі насосних труб і насоса нафта не розливається на устя свердловини. Крім того, при осадженні піску над насосом його можна періодично промивати.

Якщо ж виникає необхідність у перевірці, або заміні вузла всмоктувального клапана, то завдяки захватному штоку достатньо підняти на поверхню тільки плунжер.

Значний недолік двоклапанного насоса -- занадто великий об`єм шкідливого простору (об`єми внутрішньої порожнини плунжера і патрубка-подовжувача). Цей об`єм можна зменшити шляхом встановлення штоку досить підняти на поверхню тільки плунжер.

Істотний недолік двоклапанного додаткового нагнітального клапана на нижньому кінці плунжера, що і здійснено в трьох клапанних трубних насосах.

Рис. 3 - Вставний насос НСВ: 1 - нижній циліндр, 2 - нижній плунжер, 3 - всмоктуючий клапан, 4 - приймальна порожнина, 5 - нагнітальний клапан, 6 - верхній плунжер, 7 - верхній циліндр, 8 - насосні штанги

1.5 Принцип роботи верстата качалки

Зворотно-поступальний рух плунжера насоса і колони насосних штанг здійснюється в більшості випадків за допомогою спеціального механізму -станка-качалки балансирного типу, установленого біля устя свердловини. У цих станків-качалок колона штанг підвішується до балансира, що приводиться в рух кривошипно-шатунним механізмом від двигуна, установленого на рамі верстата.

Для з'ясування характерних рис роботи балансирного станка-качалки розглянемо його спрощену схему (рис. 1). Балансирний кривошипно-шатунний механізм станка-качалки складається з чотирьох ланок. Нерухома ланка механізму--це лінія 001 , з'єднуюча вісь балансира з віссю кривошипа; рухливі ланки--кривошипа ОА, шатун АВ і балансир ВР.

При обертанні кривошипа точка А описує окружність радіусом r, а точка В зчленування верхнього кінця шатуна з балансиром переміщується по дузі радіусом b, роблячи коливальний рух щодо осі ОО1.Відповідно точка С (точка підвісу штанг) переміщається по дузі радіусом а. Швидкість і прискорення цієї точки змінюються по залежності, що приблизно може бути визначена як синусоїдальна. У моменти, коли кривошип проходить горизонтальне положення, точка зчленування шатуна з балансиром, а отже, і протилежна точка балансира В (точка підвісу штанг) мають максимальну швидкість. Найбільше прискорення ці точки балансира мають у моменти, коли обертовий кривошип займає вертикальне положення.

В міру ж наближення кривошипа до горизонтального положення прискорення розглянутих точок балансира поступово знижується і стає рівним нулю.

Абсолютне значення прискорень ланок механізму станка-качалки визначається частотою обертання кривошипного вала і зростає в мірузбільшення числа коливань балансира.

У залежності від значення прискорення і його напрямку на механізмстанка-качалки діють додаткові інерційні навантаження, що ускладнюютьйого роботу. Характер зміни прискорення й інерційних навантаженьзалежить від напрямку обертання кривошипного вала. Більш сприятливіумови роботи механізму створюються при обертанні кривошипного вала погодинниковій стрілці (свердловина розташована ліворуч від станка-качалки).

На підприємствах по видобутку нафти працюють редукторні станки-качалки конструкції АзІНмаша. Конструктивні особливості цих станків-качалок наступні:

Усі верстати мають закриті двоступінчасті редуктори. Передаточні циліндричні шестерні редуктора сталеві, мають шевронні фрезеровані зубці, що працюють в масляній ванні. Опори валів редуктора майже у всіх верстатах виконані на підшипниках кочення.

Редуктори обладнані двох колодочними гальмами для можливості зупинки балансира в будь-якому положенні після вимкнення двигуна.

Передача руху від двигуна до редуктора здійснюється за допомогою клиноподібних ременів. Вони водонепроникні, можуть працювати без захисту від атмосферних опадів, безпечні в пожежному відношенні.

Балансири мають відкидну чи поворотну на '180° навколо вертикальної осі головку, що забезпечує вільне проходження талевої системи при ремонтах свердловин і безпеку ведення робіт.

На усіх верстатах застосована канатна підвіска, що полегшує регулювання довжини штока при посадці плунжера в циліндрі насоса.

В даний час до 65% усіх глибинно-насосних свердловин на вітчизняних нафтових промислах обладнані станками-качалками типу СКН (СКН2-615, СКНЗ-1515, СКН5-3015, СКН10-33.16), що розрізняються між собою вантажопідйомністю і довжиною ходу.

Шифр цих станків-качалок означає: перші три букви-- "станок-качалка нормального ряду"; цифра безпосередньо після буквнайбільшенавантаження в точці підвісу штанг (у тс); цифри після тире -- перша цифра у випадку тризначного чи числа перші дві цифри у випадку чотиризначного числа означають найбільшу довжину коду точки підвісу штангу дециметрах; останні цифри-- найбільше число коливань балансира в хвилину. Наприклад, СКН5-3015 означає: станок-качалка нормального ряду, максимальне навантаження в точці підвісу штанг 5 тс, максимальна довжина ходу ЗО дм, чи 3000мм, максимальне число коливань у хвилину-- 15. Усі станки-качалки нормального ряду конструктивно однотипні.

З 1966 р. заводи нафтового машинобудування стали випускати верстати-качалки по новому розмірному ряду, що передбачає 9 базових моделей і 11 модифікованих. Способи модифікації базових моделей -- заміна головки балансира, заміна балансира, заміна редуктора або заміна балансира і редуктора одночасно. Приведемо шифри цих моделей верстатів-качалок.

Базові моделі	Модифіковані моделі
1СК1,5-0,42-100	1СК1СК1-0,5-100
2СК2-0,6-250	2СК2СК1-0,9-250
3СК3-0,75-400	3СК3СК2-1,05-400
4СК3-1,2-700	4СК4СК2-2,8-700
5СК6-1,5-1600	5СК5СК4-2,1-600
6СК6-2,1-2500	6СК6СК4-3,0-2500
7СК12-2,5-4000	7СК7СК12-2,5-6000
8СК12-3,5-8000	8СК8СК8-5-8000
9СК20-4,2-12000	9СК9СК15-6-12000

Шифр станка-качалки, наприклад 1СКІ,5-0,42-100 означає: верстат-качалка першого типу, припустиме навантаження 1,5 тс, найбільша довжина ходу 0,42 м, найбільший крутний момент, що допускається, 100 кгс-м. У модифікованих моделях довжина ходу підвісу штанг збільшується з пропорційним зменшенням навантаження на головку балансира.

Для модифікації заміняють головки балансира на верстатах-качалках типів 1СК--5СК і вузол балансира на інших верстатах, крім верстатів-качалок 7СК12-2,5-6000 і 70ДО8-3,6-6000, у яких замінюють редуктор.

На малюнку показаний верстат-качалка з кривошипним зрівноважуванням. Він складається зі станини (рами і стійки), балансира з опорою і противагами (при балансирному і комбінованому зрівноважуванні), траверси з опорою, двох шатунів з верхньою і нижньою головками, двох кривошипів із противагами (при комбінованому і кривошипному зрівноважуванні), редуктора, гальма, клино-пасової передачі, електродвигуна і канатної підвіски чепцевого штока.

Рама виготовлена з профільного прокату у вигляді двох полозів, з'єднаних між собою поперечними зв'язками. У станках-качалках з комбінованим і кривошипним зрівноважуванням для зменшення висоти фундаменту до рами приварена підставка під редуктор. На рамі змонтовані стійка, редуктор (чи підставка під редуктор), поворотні солазки під електродвигун і огородження кривошипно-шатунного механізму.

Стійка виготовлена з профільного прокату (у станках-качалках 1СК-ЗСК -- тринога, у станках-качалках 4СК-9СК-- чотиринога).

У станках-качалках моделей 1СК--4СК стійка приварена безпосередньо до рами; у верстатах моделей 6СК -- 9СК -- прикріплена дорами болтами. На верхній частині стійки розташована плита, на якій встановлена опора балансира. До плити приварені чотири упори з настановними гвинтами, що дозволяють переміщати балансир упоздовжньому напрямку і регулювати положення точки підвісу штанг поцентру свердловини після монтажу станка-качалки. Два прорізи вплитіполегшують зміну скоб осі балансира.

Балансир -- одно-балкова конструкція двотаврового перетину зпрофільного чи прокату зварена.

Для зручності проведення ремонтних робіт у свердловині в станках-качалках моделей 1СК--ЗСК головка балансира відкидна, у верстатах моделей 4СК--9СК-- поворотна.

Для фіксації поворотної голівки балансира в робочому положенні вшайбі головки передбачений паз, у котрий входить клин засувки. Корпус засувки з канатом, підведеним до рукоятки, прикріплений до тіла балансира болтами. Для звільнення голівки клин за допомогою рукоятки відтягується назад.

Опора балансира--вісь, обидва кінці якої встановлені насферичних роликопідшипниках, поміщених у чавунні корпуси. Середнячастина осі квадратного перетину двома скобами прикріплена до нижньої полиці балансира.

Траверсу шарнірно з'єднує балансир із двома паралельно працюючими шатунами. У верстатах з комбінованим і кривошипним зрівноважуванням траверса фігурна у вигляді звареної балки коробчастого перетину, а у верстатах з балансирним зрівноважуванням траверсою є вісь.

Шатун -- сталева трубна заготовка, в один кінець якої уварена верхня головка шатуна, а в інший -- башмак. На станках-качалках моделей 4СК-- 9СК верхня головка шатуна прикріплена до пальця; на верстатах моделей 1СК--3СК -- до самої траверси. Палець верхньої головки шатуна, у свою чергу, шарнірно з'єднаний із траверсою. Башмак болтами прикріплений до корпуса сферичного роликопідшипника пальця кривошипа.

Кривошип перетворить обертальний рух ведучого вала редуктора у вертикальний зворотно-поступальний рух колони штанг. Зміна довжини ходу точки підвісу штанг досягається зміною радіуса кривошипа.

У станках-качалках з комбінованим і кривошипним зрівноважуванням на кривошипі встановлені противаги, що переміщаються за допомогою спеціальних ходових гвинтів, встановлених у торцевих пазах кривошипа. Обертанням гвинта здійснюють механізоване переміщення противаги по кривошипі.

По закінченні переміщення противагу закріплюють на кривошипі, затягуючи гайки наспеціальних болтах.

Редуктор -- двоступінчастий з циліндричними зубчастими колесами, розташованими симетрично щодо його поздовжньої осі. Ведучий (швидкохідний) вал обертається в роликопідшипниках з циліндричними роликами. На кінцях ведучого вала маються конічні цапфи, на яких розташовані шків клино-пасової передачі і гальмо. Проміжний і ведучий (кривошипний) вали встановлюють у конічних роликопідшипниках. На обидва кінці веденого вала насаджені кривошипи. Змащення зубчастої передачі й опор валів -- з масляної ванни (картера).

Гальмо станка-качалки--двох колодкове. Права і ліва колодки

прикріплені до редуктора за допомогою пальця. Колодки за допомогоюстяжного пристрою охоплюють гальмовий шків, насаджений на ведучий вал редуктора. Стяжний пристрій складається з ходового гвинта з правим і лівим різьбленням і двох гайок, закріплених на рухливих кінцях колодок. Рукоятка гальма, насаджена на стяжний гвинт, для зручності і безпеки при роботі винесена в кінець рами за електродвигун.

Поворотна рама під електродвигун призначена для швидкої зміни і натягу клиноподібних ременів. У станках-качалках моделей 1СК-- 7СК вона шарнірно закріплена на задній частині опорної рами в трьох точках, на верстатах моделей 8СК і 9СК--у чотирьох точках. До рами прикріплені солазки, на яких встановлений електродвигун. Поворот рами здійснюють обертанням ходового гвинта.

Усі станки-качалки укомплектовані огородженнями поручневого типу, що закривають доступ людей до частин механізму, що рухаються під час його роботи.

Для полегшення обслуговування вузлів балансира на його стійці монтують сходи, а у верхній частині -- запобіжні пояси, що забезпечують безпеку роботи.

Довжина ходу точки підвісу штанг визначається розмірами окремих ланок механізму станка-качалки. Очевидно, що амплітуда коливань точки підвісу шатуна до балансира дорівнює двом радіусам кривошипа. Якщо обидва плеча балансира однакові по довжині (a=b) то довжина ходу чепцевого штока також дорівнює подвійному радіусу кривошипа, тобто 2r.

При нерівності плечей довжина ходу чепцевого штока залежить ще від відношення довжини переднього плеча балансира до довжини заднього плеча і дорівнює:

L = 2r*a/b

В усіх конструкціях станків-качалок передбачена можливість зміни довжини ходу чепцевого штока відповідно до заданих параметрів роботи штангового насоса. З цією метою на кривошипах роблять додаткові отвори для кріплення шатуна. Переставляючи нижні кінці шатунів з одних отворів в інші, одержують різний робочий радіус кривошипа і різну довжину ходу чепцевого штока.

Число хитань балансира станка-качалки відповідає частоті обертання кривошипного вала і залежить від характеристики встановленого двигуна і передаточного відношення понижуючої трансмісії.

Число хитань балансира або змінюють підбором двигуна з відповідною характеристикою, або, що робиться частіше, зміною діаметра шківа на валу електродвигуна.

Принцип роботи верстата качалки

Зворотно-поступальний рух плунжера насоса і колони насосних штанг здійснюється в більшості випадків за допомогою спеціального механізму -станка-качалки балансирного типу, установленого біля устя свердловини. У цих станків-качалок колона штанг підвішується до балансира, що приводиться в рух кривошипно-шатунним механізмом від двигуна, установленого на рамі верстата.

Для з'ясування характерних рис роботи балансирного станка-качалки розглянемо його спрощену схему (рис. 1). Балансирний кривошипно-шатунний механізм станка-качалки складається з чотирьох ланок. Нерухома ланка механізму--це лінія 001 , з'єднуюча вісь балансира з віссю кривошипа; рухливі ланки--кривошипа ОА, шатун АВ і балансир ВР.

При обертанні кривошипа точка А описує окружність радіусом r, а точка В зчленування верхнього кінця шатуна з балансиром переміщується по дузі радіусом b, роблячи коливальний рух щодо осі ОО1.Відповідно точка С (точка підвісу штанг) переміщається по дузі радіусом а. Швидкість і прискорення цієї точки змінюються по залежності, що приблизно може бути визначена як синусоїдальна. У моменти, коли кривошип проходить горизонтальне положення, точка зчленування шатуна з балансиром, а отже, і протилежна точка балансира В (точка підвісу штанг) мають максимальну швидкість. Найбільше прискорення ці точки балансира мають у моменти, коли обертовий кривошип займає вертикальне положення.

В міру ж наближення кривошипа до горизонтального положення прискорення розглянутих точок балансира поступово знижується і стає рівним нулю.

Абсолютне значення прискорень ланок механізму станка-качалки визначається частотою обертання кривошипного вала і зростає в мірузбільшення числа коливань балансира.

У залежності від значення прискорення і його напрямку на механізмстанка-качалки діють додаткові інерційні навантаження, що ускладнюютьйого роботу. Характер зміни прискорення й інерційних навантаженьзалежить від напрямку обертання кривошипного вала. Більш сприятливіумови роботи механізму створюються при обертанні кривошипного вала погодинниковій стрілці (свердловина розташована ліворуч від станка-качалки).

На підприємствах по видобутку нафти працюють редукторні станки-качалки конструкції АзІНмаша. Конструктивні особливості цих станків-качалок наступні:

Усі верстати мають закриті двоступінчасті редуктори. Передаточні циліндричні шестерні редуктора сталеві, мають шевронні фрезеровані зубці, що працюють в масляній ванні. Опори валів редуктора майже у всіх верстатах виконані на підшипниках кочення.

Редуктори обладнані двох колодочними гальмами для можливості зупинки балансира в будь-якому положенні після вимкнення двигуна.

Передача руху від двигуна до редуктора здійснюється за допомогою клиноподібних ременів. Вони водонепроникні, можуть працювати без захисту від атмосферних опадів, безпечні в пожежному відношенні.

Балансири мають відкидну чи поворотну на '180° навколо вертикальної осі головку, що забезпечує вільне проходження талевої системи при ремонтах свердловин і безпеку ведення робіт.

На усіх верстатах застосована канатна підвіска, що полегшує регулювання довжини штока при посадці плунжера в циліндрі насоса.

В даний час до 65% усіх глибинно-насосних свердловин на вітчизняних нафтових промислах обладнані станками-качалками типу СКН (СКН2-615, СКНЗ-1515, СКН5-3015, СКН10-33.16), що розрізняються між собою вантажопідйомністю і довжиною ходу.

Шифр цих станків-качалок означає: перші три букви-- "станок-качалка нормального ряду"; цифра безпосередньо після буквнайбільшенавантаження в точці підвісу штанг (у тс); цифри після тире -- перша цифра у випадку тризначного чи числа перші дві цифри у випадку чотиризначного числа означають найбільшу довжину коду точки підвісу штангу дециметрах; останні цифри-- найбільше число коливань балансира в хвилину. Наприклад, СКН5-3015 означає: станок-качалка нормального ряду, максимальне навантаження в точці підвісу штанг 5 тс, максимальна довжина ходу ЗО дм, чи 3000мм, максимальне число коливань у хвилину-- 15. Усі станки-качалки нормального ряду конструктивно однотипні.

З 1966 р. заводи нафтового машинобудування стали випускати верстати-качалки по новому розмірному ряду, що передбачає 9 базових моделей і 11 модифікованих. Способи модифікації базових моделей -- заміна головки балансира, заміна балансира, заміна редуктора або заміна балансира і редуктора одночасно. Приведемо шифри цих моделей верстатів-качалок.

Базові моделі	Модифіковані моделі
1СК1,5-0,42-100	1СК1СК1-0,5-100
2СК2-0,6-250	2СК2СК1-0,9-250
3СК3-0,75-400	3СК3СК2-1,05-400
4СК3-1,2-700	4СК4СК2-2,8-700
5СК6-1,5-1600	5СК5СК4-2,1-600
6СК6-2,1-2500	6СК6СК4-3,0-2500
7СК12-2,5-4000	7СК7СК12-2,5-6000
8СК12-3,5-8000	8СК8СК8-5-8000
9СК20-4,2-12000	9СК9СК15-6-12000

Шифр станка-качалки, наприклад 1СКІ,5-0,42-100 означає: верстат-качалка першого типу, припустиме навантаження 1,5 тс, найбільша довжина ходу 0,42 м, найбільший крутний момент, що допускається, 100 кгс-м. У модифікованих моделях довжина ходу підвісу штанг збільшується з пропорційним зменшенням навантаження на головку балансира.

Для модифікації заміняють головки балансира на верстатах-качалках типів 1СК--5СК і вузол балансира на інших верстатах, крім верстатів-качалок 7СК12-2,5-6000 і 70ДО8-3,6-6000, у яких замінюють редуктор.

На малюнку показаний верстат-качалка з кривошипним зрівноважуванням. Він складається зі станини (рами і стійки), балансира з опорою і противагами (при балансирному і комбінованому зрівноважуванні), траверси з опорою, двох шатунів з верхньою і нижньою головками, двох кривошипів із противагами (при комбінованому і кривошипному зрівноважуванні), редуктора , гальма , клино-пасової передачі, електродвигуна і канатної підвіски чепцевого штока.

Рама виготовлена з профільного прокату у вигляді двох полозів, з'єднаних між собою поперечними зв'язками. У станках-качалках з комбінованим і кривошипним зрівноважуванням для зменшення висоти фундаменту до рами приварена підставка під редуктор. На рамі змонтовані стійка, редуктор (чи підставка під редуктор), поворотні солазки під електродвигун і огородження кривошипно-шатунного механізму.

Стійка виготовлена з профільного прокату (у станках-качалках 1СК-ЗСК -- тринога, у станках-качалках 4СК-9СК-- чотиринога).

У станках-качалках моделей 1СК--4СК стійка приварена безпосередньо до рами; у верстатах моделей 6СК -- 9СК -- прикріплена дорами болтами. На верхній частині стійки розташована плита, на якій встановлена опора балансира. До плити приварені чотири упори з настановними гвинтами, що дозволяють переміщати балансир упоздовжньому напрямку і регулювати положення точки підвісу штанг поцентру свердловини після монтажу станка-качалки. Два прорізи вплитіполегшують зміну скоб осі балансира.

Балансир -- одно-балкова конструкція двотаврового перетину зпрофільного чи прокату зварена.

Для зручності проведення ремонтних робіт у свердловині в станках-качалках моделей 1СК--ЗСК головка балансира відкидна, у верстатах моделей 4СК--9СК-- поворотна.

Для фіксації поворотної голівки балансира в робочому положенні вшайбі головки передбачений паз, у котрий входить клин засувки. Корпус засувки з канатом, підведеним до рукоятки, прикріплений до тіла балансира болтами. Для звільнення голівки клин за допомогою рукоятки відтягується назад.

Опора балансира--вісь, обидва кінці якої встановлені насферичних роликопідшипниках, поміщених у чавунні корпуси. Середнячастина осі квадратного перетину двома скобами прикріплена до нижньої полиці балансира.

Траверсу шарнірно з'єднує балансир із двома паралельно працюючими шатунами. У верстатах з комбінованим і кривошипним зрівноважуванням траверса фігурна у вигляді звареної балки коробчастого перетину, а у верстатах з балансирним зрівноважуванням траверсою є вісь.

Шатун -- сталева трубна заготовка, в один кінець якої уварена верхня головка шатуна, а в інший -- башмак. На станках-качалках моделей 4СК-- 9СК верхня головка шатуна прикріплена до пальця; на верстатах моделей 1СК--3СК -- до самої траверси. Палець верхньої головки шатуна, у свою чергу, шарнірно з'єднаний із траверсою. Башмак болтами прикріплений до корпуса сферичного роликопідшипника пальця кривошипа.

Кривошип перетворить обертальний рух ведучого вала редуктора у вертикальний зворотно-поступальний рух колони штанг. Зміна довжини ходу точки підвісу штанг досягається зміною радіуса кривошипа.

У станках-качалках з комбінованим і кривошипним зрівноважуванням на кривошипі встановлені противаги, що переміщаються за допомогою спеціальних ходових гвинтів, встановлених у торцевих пазах кривошипа. Обертанням гвинта здійснюють механізоване переміщення противаги по кривошипі.

По закінченні переміщення противагу закріплюють на кривошипі, затягуючи гайки наспеціальних болтах.

Редуктор -- двоступінчастий з циліндричними зубчастими колесами, розташованими симетрично щодо його поздовжньої осі. Ведучий (швидкохідний) вал обертається в роликопідшипниках з циліндричними роликами. На кінцях ведучого вала маються конічні цапфи, на яких розташовані шків клино-пасової передачі і гальмо. Проміжний і ведучий (кривошипний) вали встановлюють у конічних роликопідшипниках. На обидва кінці веденого вала насаджені кривошипи. Змащення зубчастої передачі й опор валів -- з масляної ванни (картера).

Гальмо станка-качалки--двох колодкове. Права і ліва колодки прикріплені до редуктора за допомогою пальця. Колодки за допомогоюстяжного пристрою охоплюють гальмовий шків, насаджений на ведучий вал редуктора. Стяжний пристрій складається з ходового гвинта з правим і лівим різьбленням і двох гайок, закріплених на рухливих кінцях колодок. Рукоятка гальма, насаджена на стяжний гвинт, для зручності і безпеки при роботі винесена в кінець рами за електродвигун.

Поворотна рама під електродвигун призначена для швидкої зміни і натягу клиноподібних ременів. У станках-качалках моделей 1СК-- 7СК вона шарнірно закріплена на задній частині опорної рами в трьох точках, на верстатах моделей 8СК і 9СК--у чотирьох точках. До рами прикріплені солазки, на яких встановлений електродвигун. Поворот рами здійснюють обертанням ходового гвинта.

Усі станки-качалки укомплектовані огородженнями поручневого типу, що закривають доступ людей до частин механізму, що рухаються під час його роботи.

Для полегшення обслуговування вузлів балансира на його стійці монтують сходи, а у верхній частині -- запобіжні пояси, що забезпечують безпеку роботи.

Довжина ходу точки підвісу штанг визначається розмірами окремих ланок механізму станка-качалки. Очевидно, що амплітуда коливань точки підвісу шатуна до балансира дорівнює двом радіусам кривошипа. Якщо обидва плеча балансира однакові по довжині (a=b) то довжина ходу чепцевого штока також дорівнює подвійному радіусу кривошипа, тобто 2r.

При нерівності плечей довжина ходу чепцевого штока залежить ще від відношення довжини переднього плеча балансира до довжини заднього плеча і дорівнює:

L = 2r*a/b

В усіх конструкціях станків-качалок передбачена можливість зміни довжини ходу чепцевого штока відповідно до заданих параметрів роботи штангового насоса. З цією метою на кривошипах роблять додаткові отвори для кріплення шатуна. Переставляючи нижні кінці шатунів з одних отворів в інші, одержують різний робочий радіус кривошипа і різну довжину ходу чепцевого штока.

Число хитань балансира станка-качалки відповідає частоті обертання кривошипного вала і залежить від характеристики встановленого двигуна і передаточного відношення понижуючої трансмісії.

Число хитань балансира або змінюють підбором двигуна з відповідною характеристикою, або, що робиться частіше, зміною діаметра шківа на валу електродвигуна.

1.6 Принцип роботи штангового насоса

Штанговий свердловинний насос складається з довгого (2-4 м) циліндра тої чи іншої конструкції. На нижньому кінці циліндра закріплений нерухомий всмоктуючий клапан, що відкривається при ході вверх. Циліндр підвішується на трубах. В ньому знаходиться поршень-плунжер, зроблений у вигляді довгої (1-1.5 м) гладко обробленої труби, яка має нагнітальний клапан, що також відкривається вгору. Плунжер підвішується на штангах.

Схема штангової свердловинно-насосної установки (ШСНУ)

1)Експлуатаційна колонна; 2) Всмоктувальний клапан; 3) Циліндр насоса; 4)Плунжер; 5)Нагнітальний клапан; 6)Насосно-компресорні труби; 7)Насосні штанги; 8)Хрестовина; 9)Устьовий патрубок; 10)Зворотній клапан для перепуску газу; 11)Трійник; 12)Устьовий сальник; 13) Устьовий шток; 14)Канатна підвіска;15 )Головка балансира; 16)Балансир; 17) Стійка; 18)Балансирний вантаж; 19)Шатун; 20)Кривошипний вантаж; 21) Кривошип; 22 )Редуктор; 23)Ведений шків; 24)Клинопасова передача; 25) Електродвигун на поворотній салазці; 26)Ведучий шків; 27)Рама; 28)Блок управління.

При рухові плунжера вверх рідина через всмоктуючий клапан під впливом тиску на вході насоса заповнюється внутрішній простір циліндра. При рухові плунжера вниз всмоктуючий клапан закривається, рідина під плунжером стискується відкривається нагнітаючий клапан. Таким чином, плунжер з відкритим клапаном занурюється в рідину. При наступному руху вверх нагнітаючий клапан під тиском рідини закривається. Плунжер перетворюється в поршень і піднімає рідину на висоту, яка дорівнює довжині хода (0.6-6 м). Накопичена під плунжером рідина досягає гирла свердловини і через трійник потрапляє в нафтозбірну мережу.

Застосування вставних насосів дозволяє значно знизити витрати на спуско-підйомні операції, так як насос спускається на штангах.

Одним із факторів, який негативно впливає на надійність насоса, є наявність піску в відкачаній рідині.

Таблиця відповідності розмірів НКТ типорозмірів свердловинних насосів

Насоса	Умовний розмір насоса, мм	Умовний діаметр НКТ, мм
НСН1	28	48
НСН2	32	48
	43	60
	55	73
	68	89
	93	114
НСНА	43	48
	55	60
	68	73
	93	89
НСВ1	28	60
НСВ2	32	60
НСВ1В	38	73
	43	73
	55	89
НСВГ	55/43	89



Технічні характеристики ВК і область їх застосування

Типорозмір Верстата-качалки	Довжина ходу, м	Діаметри насоса, мм
		28	32	38	43	55	68	93
СК3-1,2-630	0,6
	1,2
СК5-3-2500	1,3
	3
СК6-2,1-2500	0,9
	2,1
СК12-2,5-4000	1,2
	2,5
СК8-3,5-4000	1,8
	3,5
СК8-3,5-5600	1,8
	3,5
СК10-3-5600	1,5
	3
СКД3-1,5-710	0,9							_____
	1,5							_____
СКД4-2,1-1400	0,9
	2,1
СКД6-2,5-2800	0,9
	2,5
СКД8-3-4000	1,6
	3
СКД10-3,5-5600	1,8
	3,5
СКД12-3-5600	1,6
	3

У шифрі, наприклад СК 5-3-250, вказано: СК- верстат-качалка; 5- найбільше допустиме навантаження Рmaxна головку балансира у точці підвісу штанг,помножене на 10 кН; 3- найбільша довжина гирлового (полірованого) штока S, м; 2500 - найбільший допустимий крутильний момент Мкрmax на веденому валі (осі) редуктора, помножений на 10-2 кН м.

Штангові свердловинні насоси для нормальних і ускладнених умов експлуатації

...

Штанговий насос	Умовний розмір, мм	Довжина ходу, м	Вміст механічних домішок, г/л	В'язкість Видобу-вальної рідини, Пас	Об'ємний вміст вільного газу ,%	рН
НВ1Б	29;32;38;44;57	1.2-6	До 1.3	0.025	10	4.2-6.8
НВ2Б	32;38;44;57;	1.8-6
НН2Б	32;44;57;70;95	1.2-4.5
НВ1С	29;32;38;44;57	1.2-3.5
НН2С	32;44;57;70;95	1.2-3.5
НН1С	29;32;44;57;	0.9
НН2БУ	44;57;	1.8-3.5
ННБА	70;95;102	2.5-4.5
НВ1Б...И	29;32;38;44;57	1.2-6	Більше 1.3			6-8
НН2Б...И

Подобные документы

• Способы добычи нефти и газа в Украине

  Технологічні особливості. Експлуатація нафтових свердловин. Фонтанна експлуатація нафтових свердловин. Компресорна експлуатація нафтових свердловин. Насосна експлуатація нафтових свердловин. За допомогою штангових свердловинних насосних установок.
  
  реферат [3,0 M], добавлен 23.11.2003
  

• Геологічна характеристика Долинського родовища

  Загальні відомості про родовище: стратиграфія; тектоніка. Відомості про нафтогазоносність і водоносність розрізу. Аналіз добувних здібностей свердловин. Визначення максимально допустимого тиску у свердловині. Визначення відносної густини газу у повітрі.
  
  курсовая работа [554,4 K], добавлен 13.03.2011
  

• Розробка Південно-Гвіздецького родовища

  Геологічно-промислова характеристика родовища. Геологічно-фізичні властивості покладу і флюїдів. Характеристика фонду свердловин. Аналіз розробки покладу. Системи розробки газових і газоконденсатних родовищ. Режими роботи нафтових та газових покладів.
  
  курсовая работа [7,8 M], добавлен 09.09.2012
  

• Підвищення продуктивності нафтових свердловин через застосування процесу гідравлічного розриву пласта (ПГРП) та розрахунок його вартості

  Проектування процесу гідравлічного розриву пласта (ГРП) для підвищення продуктивності нафтових свердловин. Механізм здійснення ГРП, вимоги до матеріалів. Розрахунок параметрів, вибір обладнання. Розрахунок прогнозної технологічної ефективності процесу.
  
  курсовая работа [409,1 K], добавлен 26.08.2012
  

• Методика гідрогеологічних досліджень

  Загальна характеристика етапів розвитку методів гідрогеологічних досліджень. Дослідні відкачки із свердловин, причини перезволоження земель. Методи пошуків та розвідки родовищ твердих корисних копалин. Аналіз пошукового етапу геологорозвідувальних робіт.
  
  контрольная работа [40,2 K], добавлен 12.11.2010
  

• Розробка та експлуатація нафтогазоконденсатних родовищ

  Способи експлуатації газових і нафтових родовищ на прикладі родовища Південно-Гвіздецького. Технологічні режими експлуатації покладу. Гідрокислотний розрив пласта. Пінокислотні обробки свердловини. Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища.
  
  курсовая работа [61,2 K], добавлен 11.09.2012
  

• Проект розробки чапаєвського газоконденсатного родовища

  Літолого-фізична характеристика продуктивних горизонтів. Підрахункові об`єкти, їхні параметри та запаси вуглеводнів. Результати промислових досліджень свердловин. Аналіз розробки родовища. Рекомендації з попередження ускладнень в процесі експлуатації.
  
  дипломная работа [4,2 M], добавлен 24.01.2013
  

• Розрахунок бурової установки

  Аналіз конструкції свердловини. Визначення максимальних навантажень на підйомний гак бурової лебідки. Параметри та технічні характеристики вибраної бурової установки. Робота насосно-циркуляційного комплексу. Потужність двигунів привода підйомної системи.
  
  курсовая работа [282,9 K], добавлен 13.11.2011
  

• Прогнозування подальшої розробки візейських покладів Прилуцького нафтового родовища

  Історія розвідки й розробки родовища. Геолого-промислова характеристика покладу. Стратиграфія, тектоніка, нафтогазоводоносність. Колекторські та фізико-хімічні властивості покладу. Запаси нафти та газу. Аналіз технології і техніки експлуатації свердловин.
  
  курсовая работа [718,7 K], добавлен 22.08.2012
  

• Проект геологорозвідувальних робіт (на прикладі Гоголівського родовища)

  Фізико-географічна характеристика Гоголівського родовища. Підготовка даних для виносу проекту свердловин в натуру. Побудова повздовжнього профілю місцевості і геологічного розрізу лінії свердловин. Методика окомірної зйомки в околицях свердловин.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 29.05.2014
  

• Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса

  Загальні відомості про родовище: орогідрографія, стратиграфія, тектоніка, нафтогазоводоносність. Характеристика фонду свердловин, розрахунок і вибір обладнання. Охорона праці та довкілля. Економічна доцільність переведення свердловини на експлуатацію.
  
  дипломная работа [73,3 K], добавлен 07.09.2010
  

• Експлуатація Шебелинського нафтового родовища

  Геолого-промислова характеристика Шебелинського родовища. Визначення режиму роботи нафтових покладів; технологічні схеми їх експлуатації. Розгляд методів інтенсифікації припливів пластового флюїду - кислотної обробки та гідророзриву гірської породи.
  
  курсовая работа [4,3 M], добавлен 11.05.2011
  

• Геолого-промислова характеристика нафтогазового родовища

  Коротка геолого-промислова характеристика Пролетарського родовища. Визначення режимів роботи нафтових і газових свердловий, розгляд технологічних схем їх експлуатації. Вивчення методів інтенсифікації припливів пластового флюїду у привибійній зоні.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 11.05.2011
  

• Отбор пластового флюида с помощью опробователей пластов

  Оценка промышленного значения пластов. Принципиальная схема опробователя пласта типа ОПО. Приток пластового флюида из пласта в баллон. Схема компоновки испытателя пласта на трубах с опорой на забой. Определение пластового давления. Каротажные подъемники.
  
  контрольная работа [2,5 M], добавлен 04.01.2009
  

• Розробка Штормового родовища

  Історія розвідки і геологічного вивчення Штормового газоконденсатного родовища. Тектоніка структури, нафтогазоводоносність та фільтраційні властивості порід-колекторів. Аналіз експлуатації свердловин і характеристика глибинного та поверхневого обладнання.
  
  дипломная работа [651,9 K], добавлен 12.02.2011
  

• Характеристика річки Прип'ять

  Річка Прип'ять як один з найбільших водних об'єктів чорнобильської зони відчуження. Основні радіонукліди в річці Прип'ять. Морфологія русел і заплав річок. Параметри якості поверхневих і ґрунтових вод у долині Прип’яті. Вплив господарської діяльності.
  
  реферат [26,5 K], добавлен 14.03.2012
  

• Паливні корисні копалини України

  Аналіз історії відкриття перших родовищ паливних копалин в Україні. Дослідження класифікації, складу, властивостей, видобутку та господарського використання паливних корисних копалин. Оцінка екологічних наслідків видобутку паливних корисних копалин.
  
  курсовая работа [8,6 M], добавлен 20.12.2015
  

• Методика гідрогеологічних досліджень

  Загальна характеристика ТОВ "ОЗМВ", особливості розширення асортименту гідромінеральної продукції на базі якісної прісної води. Проблемі вибору водоносного горизонту для водозабезпечення. Загальна характеристика технології спорудження свердловини.
  
  курсовая работа [301,8 K], добавлен 05.09.2015
  

• Вибір техніки і технології буріння в заданих умовах

  Класифікація способів буріння, їх різновиди та характеристика, відмінні риси та фактори, що визначають вибір буріння для того чи іншого типу робіт. Основні критерії підбору параметрів бурової установки в залежності від глибини проектної свердловини.
  
  контрольная работа [98,6 K], добавлен 23.01.2011
  

• Проект проведення пошуку підземних вод для водопостачання сільськогосподарських об'єктів Радомишльського району Житомирської області

  Географо-економічні умови району: клімат, рельєф, гідрографія. Точки для закладання розвідувально-експлутаційних свердловин. Гідрогеологічні дослідження, сейсморозвідка. Попередня оцінка експлуатаційних запасів підземних вод в потрібній кількості.
  
  курсовая работа [68,7 K], добавлен 01.04.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам