Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок (УШГН). Насосы спускают на глубину от нескольких со­тен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м). В скважине, оборудован­ной УШГН, подача жидкости осущест­вляется глубинным плунжерным на­сосом, который приводится в действие с помощью специ­ального привода станка-качалки (СК) посредством ко­лонны штанг.

Оборудование УШГН включает:

Наземное оборудование:

· Оборудование устья;

· Станок-качалка.

Подземное оборудование:

· Насосные штанги;

· Штанговый скважинный насос;

· Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.).

Принцип работы УШГН

Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение. Крившипно - шатунный механизм в целом преобразо­вывает в возвратно-поступательное движение балан­сира, который враща­ется на опорной оси, укреплённой на стойке. Ба­лансир сообщает воз­вратно-поступательное движение канатной под­веске, штангам и плунжеру. При ходе плунжера вверх нагнетатель­ный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, на­ходящиеся под плунжером, поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасы­вающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунже­ром сжима­ется, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погру­жаются штанги, связанные с плунжером.

Таким образом, ШСН - поршневой насос однородного действия, а в це­лом комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

В скважине, оборудованной УШГН, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насо­сом, который приводится в действие с помо­щью специального привода СК посредством колонны штанг.

СК преобразует вращательное движение электродвигателя в воз­вратно-поступательное движение подвески штанг.

Краткая характеристика оборудования УШГН

2. Насосные штанги

Скважинные штанговые насосы (ОСТ 26-26-06-86) являются надеж­ным и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных сква­жин, широко применяемых для отбора пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).

Штанговые глубинные насосы (ШГН), применяются в скважинах:

· с дебитом от 5 до 150 м 3 /сут.;

· с глубиной спуска насоса до 2000м. и более;

· с кривизной ствола скважины до 8-10 (максимальное отклоне­ние от вертикали) при больших отклонениях по кривизне должны приме­няться специальные за­щитные приспособления для штанг и насоса;

· с газовым фактором до 150 м 3 /м 3 , при высоких газовых факто­рах применяются якоря (газосепара­торы);

Насосы разделяются на невставные (трубные) и вставные.

Невставные насосы.

Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диа­метра плунжера (примерно на 6 мм). Применение НСН целесообразно в скважи­нах с большим дебитом, не­большой глубиной спуска и большим межре­монтным периодом.

а - невставной насос с штоком типа НН-1; б - не­вставной насос с ло­вите­лем типа НН-2: 1 - нагнета­тельные клапаны; 2 – цилиндры; 3 – плун­жеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны; 6 - седла кону­сов; 7 - захватный шток; 8 - второй нагнетательный клапан; 9 – ловитель; 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НВ-1: 1 – штанга; 2 – НКТ; 3 - посадочный ко­нус; 4 - замковая опора; 5 – цилиндр; 6 – плун­жер; 7 - направляющая трубка.

Рисунок 2.8 – Сборочный чертёж невставного насоса

Вставные насосы.

Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса.

В НН-1(рис 2.3, а) всасывающий клапан 5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме штанг, следовательно, и плунжера сразу извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для замены или ремонта

клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб перед их подъемом.

В насосах НН-2 (рис 2.3, б) - два нагнетательных клапана. Это суще­ственно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости.

Вставные насосы НВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера.

Насосные штанги.

Для передачи возвратно – поступательного движения от привода к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединенных муфтами.

Насосные штанги представляют собой стержни круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба.

Штанги выпускаются диаметрами 16, 19, 22, 26, а допускаемое напря­жение для наиболее широко распространенных марок сталей составляет 70…130 МПа.

1. Виды ШГН, описание, расшифровка типоразмеров, особенности исполнения, технические характеристики, определение производительности УШГН. Насосы глубинные штанговые (в дальнейшем – насосы) представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижным цилиндром и металлическим плунжером. Предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, имеющей следующие показатели: температуру – не более 130 0 С, обводненность – не более 99% по объему, вязкость – не более 0,3 Па*с, минерализацию воды – до 10 г/л, содержание механических примесей – до 1,3 г/л, объемное содержание свободного газа на приеме насоса – не более 10%, сероводорода – не более 200мг/л и концентрацию ионов водорода – рН = 4 – 8. Существуют отдельные виды насосов, изготавливаемых на заказ, с параметрами эксплуатации выше типовых, например, насосы с хромированным внутренним покрытием цилиндра.

Согласно ТУ 26-16-06-86 изготавливают штанговые насосы следующих типов:

НВ1 – вставные с замком наверху,

НВ2 – вставные с замком внизу,

НН – невставные (трубные) со сбивным клапаном,

НН2 – невставные с ловителем.

НВ1Б-32-30-15-2 – это насос глубинный штанговый с характеристиками:

Вставной с замком наверху,

Цельный толстостенный цилиндр,

Условный диаметр плунжера – 32мм,

Ход плунжера – 3000м,

Группа посадки – 2.

2. Основные причины отказов УШГН.

Обрыв штанг

Утечки через неплотностивмуфтовыхсоединениях НКТ,которые все время подвергаются переменным нагрузкам
- уменьшение полезного хода плунжерапо сравнению сходом точки подвесаштангза счет упругих деформаций

насосных штангитруб

Утечки между цилиндром иплунжером,которые зависят от степени износа насоса иналичия абразивных

примесей воткачиваемойжидкости

Утечки вклапанах насоса из-за их немгновенногозакрытия иоткрытия и, главным образом, из-за их износа и

коррозии

-большое содержание песка воткачиваемойжидкости(песок, попадая вглубинный насос, приводит к износу

пары трения «цилиндр -плунжер»,клапанов, авряде случаев вызывает заклиниваниеплунжеравцилиндре и

обрыв штанг.Кроме того, чрезмерное количество песка впродукции приводит косаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок иснижению продуктивности. Применяются различные фильтры,

привинчиваемые кприемному клапану насоса., песочные якоря. Впесочном якоре жидкость изменяет направление движения на 180", песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря.

При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование вякоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка.

Отложения солей на вузлах насоса ивНКТ;

Асфальтено-смоло-парафиновыеотложения вНКТина насосных штангах;

Сильное искривление скважин

Коррозия нефтепромыслового оборудования.

Высоко вязкие и высоко парафинистые нефти

АБР — аэрированный буровой раствор.

АВПД — аномально высокое пластовое давление.

АНПД — аномально низкое пластовое давление.

АКЦ — акустический цементомер.

АТЦ — автотранспортный цех.

БГС — быстрогустеющая смесь.

БКЗ — боковое каротажное зондирование.

БКПС — блочные кустовые насосные станции.

БСВ — буровые сточные воды.

БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)

БУ — буровая установка.

ВГК — водогазовый контакт.

ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.

ВЗД — винтовой забойный двигатель.

ВКР — высококальциевый раствор.

ВКГ — внутренний контур газоносности.

ВНКГ — внешний контур газоносности.

ВКН — внутренний контур нефтеносности.

ВНКН — внешний контур нефтеносности.

ВМЦ — вышкомонтажный цех.

ВНК — водонефтяной контакт.

ВПВ — влияние пневмовзрыва.

ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.

ВРП — водораспределительный пункт.

ГГК — гамма-гамма-каротаж.

ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.

ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.

ГЖС — газожидкостная смесь.

ГИВ — гидравлический индикатор веса.

ГИС — геофизическое исследование скважин.

ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.

ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.

ГК — гамма-каротаж.

ГКО — глинокислотная обработка.

ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).

ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.

ГПП — гидропескоструйная перфорация.

ГПЖ — газопромывочная жидкость.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод.

ГПС — головная перекачивающая станция.

ГРП — гидравлический разрыв пласта.

ГСМ — горюче-смазочные материалы.

ГСП — групповой сборный пункт.

ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.

ГТН — геолого-технологический наряд.

ГТУ — геолого-технологические условия.

ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.

ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).

ДУ — допустимый уровень.

ЕСГ — единая система газоснабжения.

ЖБР — железобетонный резервуар.

ЗСО — зона санитарной охраны.

ЗЦН — забойный центробежный насос.

КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.

КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.

КИН — коэффициент извлечения нефти.

КИП — контрольно-измерительные приборы.

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.

КНС — кустовая насосная станция.

К — капитальный ремонт.

КО — кислотная обработка.

КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.

КРС — . Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.

КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.

КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.

ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.

ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.

ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.

МГР — малоглинистые растворы.

ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.

МНП — магистральный нефтепровод.

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.

МРП — межремонтный период.

МРС — механизм расстановки свечей.

МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.

НБ — насос буровой.

НБТ — насос буровой трехпоршневой.

НГДУ — нефтегазодобывающее управление.

НГК — нейтронный гамма-каротаж.

НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.

НПП — нефтепродуктопровод.

НПС — нефтеперекачивающая станция.

ОА — очистительные агенты.

ОБР — обработанный буровой раствор.

ОГМ — отдел главного механика.

ОГЭ — отдел главного энергетика.

ООС — охрана окружающей среды.

ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.

ОТ — обработка призабойной зоны.

ОТБ — отдел техники безопасности.

ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).

ОПС — отстойник предварительного сброса.

ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).

ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.

ПАВ — поверхностно-активное вещество.

ПАА — полиакриламид.

ПАВ — поверхностно-активные вещества.

ПБР — полимер-бентонитовые растворы.

ПДВ — предельно-допустимый выброс.

ПДК — предельно-допустимая концентрация.

ПДС — предельно-допустимый сброс.

ПЖ — промывочная жидкость.

ПЗП — призабойная зона пласта.

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.

ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.

ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.

ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.

ППС — промежуточная перекачивающая станция.

ППУ — паропередвижная установка.

ПРИ — породоразрушающий инструмент.

ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.

ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.

ПСД — проектно-сметная документация.

РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.

РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.

РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.

РИР — ремонтно-изоляционные работы.

РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.

РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.

РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.

РТБ — реактивно-турбинное бурение.

РЦ — ремонтный цикл.

СБТ — стальные бурильные трубы.

СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.

СГ — смесь гудронов.

СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.

Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.

СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.

СНС — статическое напряжение сдвига.

СПГ — сжиженный природный газ.

СПО — спуско-подъемные операции.

ССБ — сульфит-спиртовая барда.

ССК — снаряд со съемным керноприемником.

Т — текущий ремонт.

ТБО — твердые бытовые отходы.

ТГХВ — термогазохимическое воздействие.

ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.

ТК — тампонажная композиция.

ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.

ТО — техническое обслуживание.

ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН) .

ТП — технологический процесс.

ТРС — текущий ремонт скважины.

ТЭП — технико-экономические показатели.

ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.

УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.

УБР — управление буровых работ.

УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.

УКБ — установка колонкового бурения.

УКПН — установка комплексной подготовки нефти.

УСП — участковый сборный пункт.

УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.

УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.

УЩР — углещелочной реагент.

УПГ — установка подготовки газа.

УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.

УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.

УТТ — управление технологического транспорта.

УШГН — установка штангового глубинного насоса.

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.

ХКР — хлоркальциевый раствор.

ЦА — цементировочный агрегат.

ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.

ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.

ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.

ЦКС — цех крепления скважин.

ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.

ЦППД — цех поддержания пластового давления.

ЦС — циркуляционная система.

ЦСП — центральный сборный пункт.

ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.

ШПМ — шинно-пневматическая муфта.

ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.

ЭГУ — электрогидравлический удар.

ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.

ЭХЗ — электрохимическая защита.

ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.

Значительную часть фонда нефтедобывающих скважин в мире составляют скважины, эксплуатируемые установками ШГН. Это вызвано тем, что многие скважины сразу после окончания бурения вводятся в эксплуатацию насосным способом, а также переводом в эксплуатацию ШГН фонтанирующих и оборудованных бесштанговыми погружными электроцентробежными насосами скважин при уменьшении дебита до 100 т/сут. Таким образом, до 80% скважин в мире оборудованы именно установками ШГН.

Наземное и глубинное оборудование установки ШГН показано на рисунке 2.1. Установка состоит из приводного ЭД 1, соединенного ременной передачей 2 с редуктором 3. На выходном валу редуктора находится кривошип 4, а также противовес 5, на котором установлены грузы 6. Шатун 7 передает движение балансиру 8, к головке которого 9 прикреплена канатная подвеска 10. Полированный шток 11 проходит через сальниковый узел 12.

Подземное оборудование скважины состоит из обсадной колонны 13, насосно-компрессорных труб 14 и колонны насосных штанг 15.

Штанговый глубинный насос 19 состоит из цилиндра 16, приемного клапана 20 и нагнетательного клапана 17.

Штанговый глубинный насос (рисунок 2.2) состоит из цилиндра, приемного клапана и нагнетательного клапана.

Работает ШГН следующим образом. Цикл качания начинается в момент, когда шток (а соответственно и плунжер) движется вниз. Когда плунжер с открытым нагнетательным клапаном приближается к своему крайнему нижнему положению, всасывающий клапан закрыт. На полированный шток действует только нагрузка от веса штанг, погруженных в жидкость. В крайнем нижнем положении нагнетательный клапан закрывается.

Давление жидкости в цилиндре насоса практически равно давлению в насосных трубах над плунжером.

Рис.2.1.

Когда полированный шток начинает двигаться вверх, плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру насоса, так как упругие штанги не могут передать ему движение до тех пор, пока они не получат полного растяжения от веса столба жидкости в насосных трубах, приходящегося на площадь плунжера. Величина растяжения штанг прямо пропорциональна величине воспринятой части веса жидкости. Поэтому по мере увеличения растяжения штанг нагрузка на полированном штоке растет. Та часть жидкости, которую приняли на себя штанги, снимается с труб. Вследствие этого трубы сокращают свою

длину и их нижний конец, с закрытый всасывающим клапаном, движется вверх.

Так как между всасывающим и нагнетательным клапанами в цилиндре насоса находится практически несжимаемая жидкость, то движение нижнего конца труб вверх вызывает движение вверх и плунжера вместе с насосом.

Рис. 2.2.

• 1 - насос; 2 - уровень жидкости; 3 - нефтеносный пласт;
• 4 - колонна штанг; 5 - НКТ

В любой момент времени текущая величина растяжения штанг равна разности перемещений полированного штока и плунжера. Поэтому, чтобы штанги получили полное растяжение, необходимое для передачи движения плунжеру, полированный шток должен пройти путь, равный сумме растяжения штанг и сокращения труб.

Нагрузка на полированном штоке возрастает при одновременном перемещении его вверх. Во время последующего движения плунжера вверх на полированный шток действует неизменная нагрузка.

Из крайнего верхнего положения полированный шток начинает движение вниз. Однако плунжер не может двигаться вниз, так как под ним в цилиндре насоса находится практически несжимаемая жидкость. Нагнетательный клапан не может открыться, потому что давление в цилиндре насоса равно нулю, а над плунжером оно равно давлению всего столба жидкости в насосных трубах. Поэтому плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру насоса. Вследствие того, что плунжер стоит на месте, а полированный шток движется вниз, длина штанг сокращается, и нагрузка от веса жидкости постепенно передается на трубы. Давление в цилиндре насоса увеличивается пропорционально сокращению штанг.

Воспринимая нагрузку от веса жидкости, трубы соответственно удлиняются, и их нижний конец движется вниз. Так как плунжер опирается на несжимаемый столб жидкости в цилиндре насоса, то он движется вниз, оставаясь неподвижным по отношению к цилиндру насоса. Это вынужденное продвижение плунжера замедляет сокращение штанг и снятие нагрузки от веса жидкости. Поэтому штанги получают полное сокращение и полностью снимают с себя нагрузку от веса жидкости только тогда, когда полированный шток проходит расстояние, равное сумме сокращения штанг и растяжения труб от веса жидкости.

Вследствие уменьшения нагрузки при одновременном перемещении полированного штока вниз, происходит снятие со штанг нагрузки от веса жидкости.

Типы приводов штанговых глубинных насосов.

В настоящее время получили распространение два типа наземных приводов ШГН - станки-качалки и цепные приводы. Помимо этого существуют всевозможные экспериментальные приводы, среди которых можно выделить «линейный привод», «мобильные СК» (перевозимые на автомобиле) и «складные СК» (складывающиеся для прохождения через них систем полива сельскохозяйственных полей). В последнее время начинают использоваться гидравлические приводы ШГН. Поскольку управление каждым из этих приводов имеет свои особенности, необходимо рассмотреть их конструктивные особенности.

Конструкции некоторых типов СК изображены на рисунках 2.3, 2.4 и 2.5 (приводятся СК производства фирмы Lufkin, США). На рисунке 2.3 показана конструкция традиционного СК с двуплечим балансиром. На рисунке 2.4 приводится конструкция СК с одноплечим балансиром типа MARK И. Геометрия СК типа MARK II позволяет снизить момент на редукторе на 35% и уменьшить мощность приводного двигателя по сравнению с традиционным СК с двуплечим балансиром . И СК с пневматическим уравновешиванием показан на рисунке 2.5. При движении штока вниз газ в поршне сжимается, накапливая потенциальную энергию, и при движении штока вверх помогает электродвигателю поднять жидкость на поверхность.

Рис.2.3.

• 1 - головка балансира; 2 - балансир; 3 - центральный подшипник; 4 - подшипник траверсы; 5 - лестница с ограждением; 6 - траверса; 7 - шатун; 8 - канатная подвеска;
• 9 - траверсы канатной подвески; 10 - кривошип; 11 - подшипник пальца кривошипа;
• 12-тормоз; 13 - противовес; 14 - ЭД; 15-стойка балансира; 16 - рычаг тормоза;
• 17 - основание

Рис. 2.4.

• 1 - головка балансира; 2 - траверса; 3 - балансир; 4 - центральный подшипник;
• 5 - шатун; 6 - угловая опора; 7 - противовес; 8 - стойка балансира;
• 9 - канатная подвеска; 10 - кривошип; 11 - траверсы канатной подвески; 12 - тормоз; 13 - редуктор; 14 - ЭД; 15 - подшипник пальца кривошипа; 16 - рычаг тормоза;
• 17 - лестница платформы; 18 - основание

Рис.2.5.

• 1 - головка балансира; 2 - подшипник воздушной емкости; 3 - подшипник траверсы;
• 4 - траверса; 5 - балансир; 6 - центральный подшипник; 7 - воздушная емкость;
• 8 - канатная подвеска; 9 - траверсы канатной подвески; 10 - лестница; 11 - шатун; 12 - угловая опора; 13 - шток поршня; 14 - стойка балансира;
• 15 - подшипник пальца кривошипа; 16 - тормоз; 17 - кривошип; 18 - основание

Второй тип приводов - это цепные приводы. ЦП начали серийно выпускаться в начале 90-х годов XX века в Канаде и Китае, а в последующем - и в нашей стране .

Конструктивно ЦП состоит из вертикальной рамы, вдоль которой вращается цепь (рисунок 2.6). К одному из звеньев цепи прикреплен гибкий ремень, который совершает возвратно-поступательные движения. К другому концу ремня прикреплены траверсы канатной подвески полированного штока. Для цепных приводов характерны следующие особенности:

• - движение полированного штока происходит с постоянной скоростью;
• - большая длина хода (до 10 м);
• - низкая скорость качаний (до 2 качаний в минуту).

На рисунке 2.7 показаны разработанные институтом ТатНИПИНефть цепные приводы типа ЦП80-6-1/4.

Рис. 2.6.

• 1 - платформа с ограждением; 2 - шкив; 3 -траверса ремня; 4 - канатная подвеска;
• 5 - замок штока; 6 - траверсы канатной подвески; 7 - ремень; 8 - полированный шток; 9 - звено соединения противовеса с ремнем; 10 - противовес; 11 - устье скважины; 12 - редуктор; 13 - кожух ременной передачи от ЭД; 14 - основание; 15 - полозья

Рис. 2.7.

На рисунке 2.8 показана динамика внедрения ЦП на месторождениях ОАО «Татнефть». Видно, что ЦП оснащены уже свыше тысячи скважин. В республике Башкортостан ЦП выпускаются на ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования».

Рис.2.8.

Так называемый «линейный» привод ШГН (Linear Rod Pump) разработан фирмой UNICO (США) в 2007 г. В «линейном» приводе на полированный шток одевается рейка с зубьями (рисунок 2.9), которая перемещается шестеренкой . Шестеренка соединяется с валом электродвигателя через редуктор. Главным достоинством линейного привода является низкая металлоемкость, и, соответственно, дешевизна. Линейный привод позволяет обеспечить только небольшую длину хода - не более 1,5 м, и нс может использоваться на глубоких скважинах, где необходима передача большой мощности ШГН.

Рис. 2.9.

• 1 - штангодержатель; 2 - зубчатая рейка; 3 -корпус механизма; 4 - шестерня;
• 5 - редуктор; 6 - масляная ванна; 7 - полированный шток; 8 - ЭД; 9 -основание

В последнее время наблюдается внедрение на нефтепромыслах еще одного типа приводов ШГН - гидравлического. Гидравлический привод ШГН типа

«Гейзер», разработанный ООО «НПП «ПСМ-Импэкс» (г. Екатеринбург) показан на рисунке 2.10. Гидравлическая установка «Гейзер» используется в качестве верхнего привода ШГН.

Гидравлический привод штангового насоса «Гейзер» состоит из следующих основных частей :

• - мачта - опора с установленном на ней гидроцилиндром;
• - укрытие, в котором установлены насосная станция и системы электронного управления;
• - соединение насосной установки и гидроцилиндра выполнено при использовании рукавов высокого давления.

Рис.2.10.

1 - укрытие; 2 - съемный щит; 3 - рукава; 4 - плиты дорожные; 5 - щебень; 6 - короб кабельный на стойках; 7 - мачта-опора; 8 - устьевая арматура

Основные преимущества гидравлического привода заключаются в следующем:

• - возможность плавной регулировки скорости спуска/подъема штанговой колонны;
• - КПД гидравлического привода выше, чем у традиционных СК;
• - возможность рекуперации энергии;
• - простота и оперативность установки, наладки и демонтажа.

Основные технические данные гидравлического привода «Гейзер» приводятся в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Основные технические данные гидравлического привода «Гейзер»

Система управления гидравлического привода «Гейзер» позволяет снимать динамограммы, при подключении эхолота и датчиков давления контролировать динамический и статический уровни, давление в выкидном коллекторе и затрубном пространстве.

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

обладают высоким коэффициентом полезного действия;

проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

ШСНУ включает:

Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность УШСН состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы. Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.