Техническая характеристика станков-качалок
Станок-качалка | Длина хода штока, м | Кинематические размеры, м | Наибольший радиус кривошипа R | Габаритные размеры, м | Масса комплекта, кг | |||||
Переднее плечо k1 | Заднее плечо k | Длина шатуна l | Радиус дальнего отверстия кривошипа l | Длина l | Ширина B | Высота H | ||||
1 СК2-0,6-250 | 0,3; 0,45; 0,6 | 0,74 | 0,74 | 0,84 | 0,295 | 0,365 | 3,15 | 1,15 | 2,0 | 1600 |
2 СКЗ-1,2-630 | 0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,43 | 0,57 | 1,0 | 4,2 | 1,35 | 3,3 | 3850 |
3 СК4-2,1-1600 | 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 | 2,1 | 1,5 | 1,8 | 0,72 | 1,3 | 5,9 | 1,7 | 4,8 | 7200 |
4 СК5-3-2500 | 1,3; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0 | 3,0 | 2,1 | 2,5 | 1,0 | 1,6 | 7,4 | 1,85 | 5,55 | 9900 |
5 CK6-2,1-2500 | 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,5 | 1,0 | 1,6 | 6,5 | 1,85 | 5,1 | 9600 |
6 CK8-3,5-4000 | 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 | 3,5 | 2,5 | 3,0 | 1,2 | 1,95 | 8,5 | 2,25 | 6,65 | 15100 |
7 CK12-2,5-4000 | 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 | 2,5 | 2,5 | 3,0 | 1,2 | 1,95 | 7,5 | 2,25 | 6,4 | 14800 |
8 CK8-3,5-5600 | 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 | 3,5 | 2,5 | 3,0 | 1,2 | 1,95 | 8,5 | 2,25 | 6,65 | 15600 |
9 CKIO-3-5600 | 1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0 | 3,0 | 2,5 | 3,0 | 1,2 | 1,95 | 8,0 | 2,25 | 6,65 | 15450 |
10 CKIO-4,5-8000 | 2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5 | 4,5 | 3,5 | 4,2 | 1,67 | 2,36 | 10,55 | 2,6 | 9,00 | 24900 |
11 CK12-3,5-8000 | 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 | 3,5 | 3,5 | 4,2 | 1,67 | 2,36 | 9,55 | 2,6 | 8,5 | 24800 |
12 CK15-6-12500 | 3,0; 3,5; 4,5; 5,2; 6,0 | 6,0 | 4,2 | 5,0 | 2,0 | 3,2 | 13,2 | 3,1 | 11,5 | 34800 |
13 CK20-4,5-12500 | 2,3; 2,7; 3,8; 3,9; 4,5 | 4,5 | 4,2 | 5,0 | 2,0 | 3,2 | 11,7 | 3,1 | 10,7 | 34500 |
Кроме описанных балансирных станков-качалок существует много других индивидуальных приводов для штанговых насосных установок, не получивших, однако, широкого распространения. К числу таких приводов можно отнести безбалансирные станки-качалки, в которых возвратно-поступательное движение штанг осуществляется с помощью цепи или канатов, перекинутых через шкивы-звездочки, укрепленные на наклонной к устью скважины пирамиде-опоре. Канатная подвеска (или цепь) прикрепляется к штангам, а другим концом к кривошипу редуктора.
При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кривошипов канаты подвески и колонна штанг совершают возвратно-поступательное движение. Отсутствие тяжелого высоко-поднятого на пирамиде-стойке балансира позволяет уменьшить массу безбалансирных станков и несколько улучшить кинематику привода. Безбалансирные СК уравновешиваются с помощью противовесов, укрепляемых на кривошипе, как и у балансирных СК. Однако центр тяжести противовеса имеет по отношению к точке прикрепления шатунов угловое смещение, зависящее от наклона линии, соединяющей центры вращения шкивов на опоре и оси главного вала кривошипа.
Существуют балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных размеров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается как за счет использования роторных противовесов, так и за счет сжатия воздуха в специальном цилиндре с перемещающимся в нем поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим уравновешиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.
Разработаны гидравлические качалки, состоящие из длинного цилиндра и движущегося в нем поршня, соединенного непосредственно с колонной штанг. Цилиндр устанавливается вертикально над устьем скважины. Возвратно-поступательное движение поршня и штанг достигается путем переключения золотниковым устройством нагнетаемой силовым насосом жидкости в полости цилиндра. В качестве силового используется обычно шестеренчатый насос с приводом от электродвигателя. Уравновешивание осуществляется за счет противоположного по фазе перемещения насосных груб с гидравлической подвеской. Гидравлические качалки очень компактны, имеют массу в 2 - 2,5 раза меньшую, чем обычные балансирные СК, плавный ход, однако существенным их недостатком является перемещение НКТ, дополнительные уплотнительные сальниковые элементы и длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует совершенной технологии.
- Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
- Введение
- 1. Общая характеристика нефтяной залежи
- 1.1. Понятие о нефтяной залежи
- 1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
- 2. Источники пластовой энергии
- 2.1. Пластовые давления
- 2.1.1. Статическое давление на забое скважины
- 2.1.2. Статический уровень
- 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
- 2.1.4. Динамический уровень жидкости
- 2.1.5. Среднее пластовое давление
- 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
- 2.2. Приток жидкости к скважине
- 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
- 2.4. Водонапорный режим
- 2.5. Упругий режим
- 2.6. Режим газовой шапки
- 2.7. Режим растворенного газа
- 2.8. Гравитационный режим
- 3. Технология и техника воздействия на залежь нефти
- 3.1. Цели и методы воздействия
- 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.2.1. Размещение скважин
- 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.4. Водоснабжение систем ппд
- 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
- 3.5.1. Водозаборы
- 3.5.2. Насосные станции первого подъема
- 3.5.3. Буферные емкости
- 3.5.4.Станции второго подъема
- 3.6. Оборудование кустовых насосных станций
- Основные характеристики бкнс
- 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ппд
- 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
- 3.9. Методы теплового воздействия на пласт
- 3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
- 3.11. Внутрипластовое горение
- 4. Подготовка скважин к эксплуатации
- 4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
- 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
- 4.3. Техника перфорации скважин
- 4.4. Пескоструйная перфорация
- 4.5. Методы освоения нефтяных скважин
- 4.6. Передвижные компрессорные установки
- 4.7. Освоение нагнетательных скважин
- 5. Методы воздействия на призабойную зону скважины
- 5.1. Назначение методов и их общая характеристика
- 5.2. Обработка скважин соляной кислотой
- 5.3. Термокислотные обработки
- 5.4. Поинтервальная или ступенчатая ско
- 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
- 5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
- 5.7. Гидравлический разрыв пласта
- 5.8. Осуществление гидравлического разрыва
- 5.9. Техника для гидроразрыва пласта
- 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
- 5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
- 5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
- 6. Исследование скважин
- 6.1. Назначение и методы исследования скважин
- 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
- 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
- 6.4. Термодинамические исследования скважин
- 6.5. Скважинные дебитометрические исследования
- 6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
- 7. Основы теории подъема жидкости в скважине
- 7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
- 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
- 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
- 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
- 7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс
- 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
- 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
- 7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе
- 7.2. Уравнение баланса давлений
- 7.3. Плотность газожидкостной смеси
- 7.4. Формулы перехода
- 8. Эксплуатация фонтанных скважин
- 8.1. Артезианское фонтанирование
- 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
- 8. 3. Условие фонтанирования
- 8. 4. Расчет фонтанного подъемника
- 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
- 8. 6. Оборудование фонтанных скважин
- 8.6.1. Колонная головка
- 8.6.2. Фонтанная арматура
- 8.6.3. Штуцеры.
- 8.6.4. Манифольды
- 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
- 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- 8.8.1. Открытое фонтанирование
- 8.8.2. Предупреждение отложений парафина
- 8.8.3. Борьба с песчаными пробками
- 8.8.4. Отложение солей
- 9. Газлифтная эксплуатация скважин
- 9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
- 9.2. Конструкции газлифтных подъемников
- 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
- 9.4. Методы снижения пусковых давлений
- 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- 9.4.2. Последовательный допуск труб
- 9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- 9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- 9.4.5. Применение пусковых отверстий
- 9.5. Газлифтные клапаны
- 9.6. Принципы размещения клапанов
- 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- 9.8. Оборудование газлифтных скважин
- 9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
- 9.10. Периодический газлифт
- 9.11. Исследование газлифтных скважин
- 10. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- 10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
- 10.3. Факторы, снижающие подачу шсн
- 10.3.1. Влияние газа
- 10.3.2. Влияние потери хода плунжера
- 10.3.3. Влияние утечек
- 10.3.4. Влияние усадки жидкости
- 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
- 10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
- 10.4.1. Штанговые скважинные насосы
- 10.4.2. Штанги
- Характеристики штанг и муфт
- 10.4.3. Насосные трубы
- Характеристики насосно-компрессорных труб
- 10.4.4. Оборудование устья скважины
- 10.4.5. Канатная подвеска
- 10.4.6. Штанговращатель
- 10.4.7. Станки-качалки (ск)
- Техническая характеристика станков-качалок
- 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
- 10.5.1. Эхолот
- 10.5.2. Динамометрия шсну
- - Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
- 10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
- 10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
- 11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- 11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
- 11.2. Погружной насосный агрегат
- 11.3. Элементы электрооборудования установки
- Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
- 11.4. Установка пцэн специального назначения
- 11.5. Определение глубины подвески пцэн
- 11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
- 12. Гидропоршневые насосы
- 12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
- 12.2. Подача гпн и рабочее давление
- 13. Погружные винтовые насосы
- 14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной
- 14.1. Общие принципы
- 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
- 14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
- 15. Ремонт скважин
- 15.1. Общие положения
- Гидравлический разрыв пласта.
- 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
- - Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
- - Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
- - Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
- 15.3. Технология текущего ремонта скважин
- 15.4. Капитальный ремонт скважин
- 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
- 15.6. Ликвидация скважин
- 16. Эксплуатация газовых скважин
- 16.1. Особенности конструкций газовых скважин
- 16.2. Оборудование устья газовой скважины
- 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
- 16.4. Оборудование забоя газовых скважин
- 16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт
- 16.5.2. Определение глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
- 16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
- 17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
- 17.1. Системы сбора скважинной продукции
- 17.2. Промысловая подготовка нефти
- 17.2.1. Дегазация
- 17.2.2. Обезвоживание
- 17.2.3. Обессоливание
- 17.2.4. Стабилизация
- 17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
- 17.3. Системы промыслового сбора природного газа
- 1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
- VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
- 17.4. Промысловая подготовка газа
- 17.4.1. Очистка газа от механических примесей
- 17.4.2. Осушка газа
- 17.4.3. Очистка газа от сероводорода
- 17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
- Список рекомендуемой литературы