Подгонка шгн на скважине

В средней части тройника имеется боковой отвод, через ко­торый нефть из скважины поступает в выкидную линию. Глу­бинный насос работает следующим образом.

При движении плунжера
вверх (рис. 84 а) нижний вса-
сывющий клапан иод давлени­
ем столба жидкости в затруб-
ном кольцевом пространстве
открывается и нефть (жид­
кость) поступает в цилиндр
насоса. Б это время верхний
нагнетательный клапан закрыт,
так как на него действует дав­
ление столба жидкости, нахо­
дящейся в насосно-компрес-
сорных трубах. При движении
плунжера вниз (рис. 84 б) ниж­
ний всасывающий клапан под
давлением нефти (жидкости),
находящейся под плунжером,
закрывается, а нагнетательный
клапан открывается, и жид­
кость из цилиндра насоса пе­
реходит в подъемные трубы.
При непрерывной работе насо­
са нефть поступает в насосно-
_а\ £ч компрессорные трубы, подни-

мается до устья скважины и

Рис. 84. Схема работы глубин- ^черезТР^ОЙНИК "<*ТУ"«* в вы-
ного насоса ^КИДНУ^Юяинию-

studopedia.ru

МЕТОДЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ОСНОВНЫХ УЗЛОВ ШГН

Введение. Основным элементом штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) является глубинный плунжерный насос, приводимый в действие через колонну штанг от поверхностного привода. Штанговый скважинный насос (ШГН) оснащен длинным цилиндром, всасывающим и нагнетательным клапанами и длинным проходным плунжером. От надежности этого узла зависит экономическая эффективность нефтедобывающих предприятий. Поэтому повышение работоспособности скважинных плунжерных насосов является ключевой задачей в снижении себестоимости добываемой нефти [1].

Основные методы восстановления плунжеров штанговых глубинных насосов. Скважинный штанговый насос предназначен для откачивания из нефтяных скважин жидкости, имеющей следующие показатели: температуру не более 1300С, обводненность не более 99 % по объему, вязкость не более 0,3 Па·с, минерализацию воды до 10 г/л, содержание механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25 % по объему, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацию ионов водорода рН 4,2…8,0. Первопричиной многих проблем при эксплуатации СШН является специфика его работы, заключающаяся в возвратно-поступательном движении плунжера и колонн штанг в абразивной среде повышенной агрессивности и, как следствие, большая амплитуда и величина усилий[3]. В результате чего возникают следующие проблемы:

• увеличение затрат на приобретение новых комплектующих ШГН, с целью восстановления основных параметров ШГН;
• уменьшение межремонтного периода осложнённых добывающих скважин, оборудованных УШГН, а также увеличение количества преждевременных подземных ремонтов по причине заклинивания и износа штанговых насосов.

Так как нефтяные компании несут большой материальный убыток при покупке новых деталей насоса, существуют методы по восстановлению быстроизнашивающихся узлов [2]. Технология ремонта и возобновления основных рабочих параметров плунжерного насоса сопоставима по характеристикам с насосами, изготовленными на различных машиностроительных предприятиях.

Насос, который ранее был в эксплуатации, сначала пропаривают, а затем разбирают на специализированном стенде.  Система разборки насосов зависит от их типа и конструкции. При помощи рыма извлекают плунжер и цилиндр, а затем проводят проверку в соответствии с техническими условиями. Если на внутренней поверхности цилиндра нет задиров и он имеет равномерный износ, к нему можно подобрать плунжер ремонтных размеров. Завод - изготовитель производит сменные плунжеры, диаметры которых больше начальных [4]. Подобранный плунжер должен без заеданий свободно проходить по всей длине цилиндра усилием одного рабочего. Искривленные и неравномерно изношенные цилиндры отправляют для ремонта на предприятие, так как мастерские не имеют специального оборудования. После выявления дефектов цилиндра, он подвергается правке. Для этого используют специальный стенд, при помощи которого прессом создают усилие. Далее производят хонингование цилиндра на специальном станке РТ 617.01 по всей внутренней плоскости.  

Плунжеру в свою очередь уделяется сложная и ответственная часть ремонта, а именно метод напыления на рабочую поверхность износостойкого покрытия. Данный метод напыления заключается в следующих операциях: наружная поверхность подвергается механической обработке, износостойкое напыление, которое в свою очередь обладает повышенной механической и коррозионной стойкостью, оплавление и финальная механическая шлифовка. После таких проделанных операций на поверхности плунжера образовывается твердый износостойкий панцирь. Наименьший допустимый диаметр плунжера и наибольший допустимый диаметр цилиндра должны обеспечить зазор между плоскостями: - от 0,01 до 0,07 для "I" группы посадки; - от 0,06 до 0,12 для "II" группы посадки. После всех выше приведённых процедур насос собирается в обратной последовательности [2].

Рассмотрим следующий восстановительный метод плунжерной нары по повышению износостойкости. Производится механическая обработка плунжера и цилиндра, так как необходимо достичь оптимальную шероховатость и волнистость. Оси у рабочих поверхностей плунжерной пары должны минимально отклонятся от прямой линии и иметь незначительную кривизну [4]. Для повышения износостойких параметров основных узлов штангового насоса, детали должны иметь необходимую твердость. Детально обследовав применяемость на сегодняшний день плунжерных пар, выяснилось, что почти во всех агрессивных условиях добычи нефти используется плунжер с хромированным. Хромирование рабочей поверхности плунжера, наносимое электролитическим методом, придает плунжеру значительно высокую твёрдость (HRC 64...65).

Метод восстановления отбракованного плунжера, путем установки на его рабочую поверхность фторопластовых манжет. Этот способ заключается в следующем: насос разбирается, очищается и промывается, на специализированном моечном агрегате. Рабочими средами являются пар и горячий моющий раствор (нагрев паром). После очистки внутренней поверхности ШГН производится продувка сжатым воздухом для удаления из насоса моющего раствора. При отсутствии пара очистка производится только моющим раствором (нагрев ТЭНами). После этих процедур цилиндр насоса я по всему внутреннему диаметру. А плунжер в свою очередь очищается от твердого покрытия по всей длине и обтачивается до минимального допустимого диаметра. По всей длине рабочей поверхности плунжера подбираются уплотнительные манжеты, чередующиеся с внешним диаметром, частично превышающим диаметр цилиндра насоса с установленными между ними стальными шайбами. Затягиваются эти манжеты с двух сторон нагнетательным клапаном и переводником. По ходу сборки насоса проводится подгонка плунжера под хонингованный цилиндр [2]. На рисунке 1 изображен плунжер с уплотнительными манжетами.

Рисунок 1. Конструкция плунжера 1-нагнетательный клапан, 2-металлическое прижимное кольцо, 3-фторопластовая манжета, 4-металлическое кольцо, 5-плунжер,6-переводник.

Вывод.

На основании всего выше изложенного следует отметить, что при правильной эксплуатации и проведении мероприятий по повышению надежности насоса можно значительно снизить эксплуатационные затраты на добычу нефти. Детали, отработавшие в скважине в составе насоса, можно применять повторно. Предварительно проверив их техническое состояние и, если это возможно, производят их восстановление. Из рассмотренных методов восстановления наиболее перспективным видится восстановление отбракованного плунжера, с установкой на его рабочую поверхность фторопластовых манжет. Преимущество этого метода помимо указанных выше, заключается в возможности замены манжет, изготовленных из фторопласта на манжеты, изготовленные из композиционного материала обладающего высокой износостойкостью. Подбор соответствующего материала позволит значительно увеличить срок службы восстановленного плунжера и улучшить работу пары трения плунжер-цилиндр. Наиболее подходящим для рассматриваемой пары трения является пористая бронза, пропитанная фторопластом [5]. Благодаря данному материалу исключается механический и коррозионный износ трущихся поверхностей штангового насоса.

Список литературы:

1. Арбузов, В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебное пособие. Часть 2 / В.Н. Арбузов; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – 272 с.
2. Галимуллин М.Л. Повышение надежности штанговых глубинных насосов в ОЗНПО АНК “Башнефть” //Научные проблемы Волго-Уральского Нефтегазового региона. Технические и естественные аспекты: Сб. науч. тр.: В 2 т, / Редкол.: В.Ш. Мухаметшин и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - Т.2. -С.25-28.
3. Никишенко С.Л. Нефтепромысловое оборудование: Учебное пособие. - Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008. – 416 с: ил.
4. Раабен А.А. и др. Монтаж и ремонт бурового и нефтепромыслового оборудования / А.А. Раабен, П.Е. Шевалдин, Н.Х. Максутов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1980.
5. Федорченко И.М., Пугина Л.И. Композиционные спеченные антифрикционные материалы. Издательство «К.:Думка», 1980. – 404 с.

sibac.info

Регулирование производительности ШГН. — Студопедия

Станки качалки, устройство и назначение.

Станки-качалки предназначены для передачи поступательного движения глубинному штанговому насосу, расположенному на дне скважины.Он состоит из силовой установки, вращательное движение от которой поступает на ведущий вал редуктора. На нем расположен кривошип с системой противовесов. Для связи кривошипа с балансиром предусмотрены шатуны и траверсы. В свою очередь, балансир установлен на опорной стойке. Для уменьшения затраты энергии на торцевой части балансира расположена откидная головка. Перечень основных технических характеристик:

максимально допустимый показатель нагрузки на устьевом штоке. Он может варьироваться от 30 до 100 кН;

длина хода штока. Обычно она составляет от 1,2 до 3 м;

крутящий момент вала выходного редуктора. Он влияет на интенсивность движения штока и может быть равен от 6,3 до 56 кНм;

число ходов балансира варьируется от 1,2 до 15 в минуту.

 Состоит из :

станция управления; 2- балансир; 3-головка балансира; 4-стойка; 5-шаmyн; 6 кривошun; 7- редуктор, 8 nриводной двигатель; 9-тормоз; 10- противовесы, 11-металлическая рама; 12-бетонный фундамент, 13 канатная подвеска; 14 трав 15-полированный шток; 16 устьевая арматура; 17-колонна штанг; 18- колонна ИКТ. 19-мун сер насоса: 20 нагнетаmельныйкаnан; 21-всасывающий клапан: 22-ишuндр насоса; 23-хвостовик

Приборы для измерения расхода. Назначение, устройство и принцип действия.

Расходомерами -называют приборы, предназначенные для измерения рас­хода вещества. По принципу действия расходомеры, наиболее часто применяемые в химических производствах, можно разделить на расходомеры переменного и постоянного перепадов давления, скоростного напора, переменного уровня и ин­дукционные, тахометрические, калометрические и т.д
Счётчиками– называют приборы, измеряющие количество вещества. Счетчики измеряют протекающий через них объем вещества за любой промежуток времени: сутки, месяц и т. д. Количество вещества при этом определяется как разность пока­заний счетчика. Счетчики, как правило, являются приборами прямого измерения, и отсчет по их шкале дает значение изме­ряемой величины без дополнительных вычислений.
Принципы измерения расхода основаны:

· На возникновении перепада давлений на установленном внутри трубо­провода сужающем устройстве. Разность статических давле­ний до и после сужающего устройства (перепад давлений), измеряемая диффе­ренциальным манометром, зависит от расхода протекающего вещества и служит мерой расхода. Этот принцип применяется в расходомерах переменного перепада давления.