Принцип работы шгн на нефтяных скважинах. Технология добычи нефти ушгн, краткая характеристика оборудования

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.

Общие сведения

Наиболее распространенный способ добычи нефти - применение штанговых скважинных насосных установок (Рис.1). Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).

Оборудование ШСНУ включает:

Наземное оборудование.

Фонтанная арматура.

Обвязка устья скважины.

Станок-качалка.

Подземное оборудование.

Насосно-компрессорные трубы.

Насосные штанги.

Штанговый скважинный насос.

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

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН (табл.19).

Таблица 19

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Р max на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М кр max на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10 -2 кН·м).

Станок-качалка (рис.20) является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Таблица 20

Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Рама выполнена из профилированного проката в виде двух полозьев, соединенных между собой поперечинами. На раме крепятся все основные узлы СК.

Стойка выполнена из профилированного проката четырехногой конструкции с поперечными связями.

Балансир состоит из дуговой головки (10) и тела балансира (13) одноблочной конструкции.

Опора балансира создает шарнирное соединение балансира с траверсой и шатунами.

Траверса предназначена для соединения балансира с двумя параллельно работающими шатунами.

Шатун представляет стальную трубную заготовку, которая с одного конца прижимается к пальцу, а с другого - шарнирно к траверсе.

Кривошип преобразует вращательное движение ведомого вала редуктора в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор - двухступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей.

Тормоз (22) выполнен в виде двух колодок, крепящихся к редуктору.

Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных шкивов.

Электродвигатель - асинхронный, трехфазный с повышенным пусковым моментом, короткозамкнутый, в закрытом исполнении.

Поворотная салазка (23) под электродвигатель служит для быстрой смены и натяжения клиновидных ремней.

Подвеска устьевого штока предназначена для соединения устьевого штока (7) с СК. Она состоит из канатной подвески (12) и верхних и нижних траверс (9).

Для герметизации устьевого штока фонтанная арматура оборудуется сальниковым устройством. Устьевой шток соединяется с помощью колонны штанг с плунжером глубинного штангового насоса.

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).

Показатели для нормальной работы штанговых насосов:

· температура перекачиваемой жидкости - не более 130 С

· обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%

· вязкость жидкости - не более 0,025 Па_с

· минерализация воды - до 10 мг/л

· максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л

· концентрация сероводорода - не более 50 мг/л

· водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8

Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.

Скважинные штанговые насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами.

· Детали насоса изготовлены из высоколегированных и специальных сталей и сплавов;

· Цилиндр насоса толстостенный с хромированным покрытием и азотированием 70 HRC, длина цилиндра 4200мм;

· Плунжер из углеродистой стали с хромированным покрытием и азотированием 67-71 HRC наружной поверхности;

· Непрямолинейность насоса 0,08мм на длине 1000мм;

· Шероховатость поверхности цилиндра и плунжера 0,2мкм;

· Клапанные пары из материала типа стеллит или карбид вольфрама;

· На нижней (внешней) стороне насоса нарезана трубная резьба для подвешивания «хвостовика» или дополнительного оборудования (фильтра, ГПЯ и т.п.)

· В верхней части насоса (не вставного) вкручивается патрубок длиной 0,5м с муфтой для работы с ключами и элеватором при спуске его в скважину.

ШГН выпускаются двух типов:

· Вставные

НВ1 - насос скважинный вставной с цельным цилиндром и верхней замковой опорой.

· Невставные (трубные)

НН2Б - насос скважинный не вставной с цельным цилиндром и сливным клапаном.

В настоящее время в основном применяются

· невставные насосы типа НН-2Б с условным размером (диаметром плунжера) 32, 44, 57и 68мм, а также

· вставные насосы НВ1Б -28, НВ1Б - 32, НВ1Б - 44 и НВ1Б - 57мм с верхней замковой опорой.

В условное обозначение входят:

тип насоса;

исполнение по цилиндру;

условный размер (диаметр плунжера) насоса;

ход плунжера в мм уменьшенный в 100 раз;

напор насоса в м уменьшенный в 100 раз;

группа посадки;

исполнение по стойкости к среде;

конструктивные особенности;

Примеры условных обозначений насоса:

НВ1БП - 44-18-12-2-И ОСТ26-16-06-86 - насос вставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный), для эксплуатации с повышенным содержанием песка (более 1,3 г/л.), условным размером (диаметром) 44 мм, ходом плунжера 1800мм, напором 1200м, 2 группы посадки и износостойкий к агрессивной среде - И.

1 - замок; 2 - шток; 3 - упор; 4 - контргайка; 5 - клетка плунжера; 6 - цилиндр; 7 - плунжер; 8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан

НН2Б-57-30-12-1 ОСТ 26-16-06-86 - насос не вставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный), условным размером (диаметром) 57мм, ходом плунжера 3000мм, напором 1200м, 1 группы посадки, нормального исполнения по стойкости к откачиваемой среде.

1 - цилиндр; 2 - шток; 3 - клетка плунжера; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 - шток ловителя; 7 - всасывающий клапан; 8 - седло конуса;

Штанговые насосы по ОСТ 26-16-06-86 соответствует СТ - СЭВ 4355-83, ГОСТ 6444-86.

Таблица №21.

Тип насосов:

НВ1 - вставные с замком наверху

НВ2 - вставные с замком внизу

НН - невставные без ловителя

НН1 - невставные с захватным штоком

НН2 - невставные с ловителем

Б - цилиндр насоса безвтулочный

С - цилиндр насоса с втулками

Классификация насосов по конструктивным особенностям - области применения.

Т - с полым (трубчатым) штоком, обеспечивающим подъем жидкости по каналу колонны полых штанг

А - с сцепляющим устройством (автосцепом) (только для НН) обеспечивающим сцеплением колонны штанг с плунжером насоса.

Д1 - одноступенчатые, двухплунжерные - обеспечивающие создание гидравлического тяжелого низа.

Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные - обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости

У - с разгруженным цилиндром (только для НН2) обеспечивающим снятие с цилиндра циклической нагрузки при работе.

В собранном насосе, плунжер смазанный веретенным маслом, должен плавно и без заеданий перемещаться по всей длине цилиндра в зависимости от группы посадки, указанной в таблице №22.

Усилие перемещения плунжера в цилиндре насоса (максимальное)

Таблица №22.

Посадка плунжера в цилиндре насоса характеризуется предельными величинами зазоров (на диаметр) между плунжером и цилиндром. В зависимости от предельных величин зазоров насосы выпускаются следующих групп посадки:

«0» группа - до 0,045мм.

«1» группа - от 0,020 до 0,070мм

«2» группа - от 0,070 до 0,120мм

«3» группа - от 0,120 до 0,170мм

Группы посадки плунжера в цилиндре насоса по стандарту АРI (Американский нефтяной институт).

Таблица №23.

Входной контроль штанговых насосов

При поступлении ШГН в НГДУ насосы проходят входной контроль. Входной контроль осуществляет служба главного механика.

Проверка качества и комплектности

· Проверка качества и комплектности проводится в цехе по ремонту ШГН после передачи их от НГДУ в ООО «Нефтепромремонт» согласно акту передачи.

· Проверка качества и комплектности насосов проводится компетентными специалистами ООО «НПР», при необходимости в присутствии представителя НГДУ (владельца ШГН) и представителя завода изготовителя (при обнаружении серьезных дефектов) с составлением соответствующего двухстороннего акта.

· Допускается осуществлять приемку насосов по качеству в одностороннем порядке при согласии на это завода-изготовителя.

· В день окончания приемки насосов составляется акт, который подписывается всеми лицами участвовавшими в проверке качества. К акту прилагается копия накладной. Акт утверждается главным инженером ООО «НПР».

· При контроле качества ШГН на внешние дефекты сверяется номер, указанный в паспорте с фактическим, выбитым на переводнике втулочного цилиндра и на расточке цельного - безвтулочного цилиндра. В случае отсутствия заводского паспорта фиксируется фактический номер насоса.

Насосы бракуются в следующих случаях:

· в случае не прохождения плунжера в цилиндр (для не вставных насосов), соединенного с патрубком из НКТ длиной не менее 1200мм;

· в случае несовпадения номера плунжера и его размера, указанного в паспорте с фактическим, при несовпадении номера, но совпадении размера плунжера в эксплуатационный паспорт вносятся фактические данные;

· при нарушении целостности покрытия хромировки (отслоения, риски, трещины и.п.);

· при обнаружении в насосе хотя бы одной детали бывшей в эксплуатации;

· при обнаружении искривления или погнутости цилиндра насоса;

· при обнаружении следов грубой обработки поверхностей цилиндра и плунжера после хромирования;

· Перед отправкой ШГН на скважину внешним осмотром поверяют основные узлы насоса и плавность хода плунжера в цилиндре.

· При наличии заклинки, рывков, стуков или невозможности прохождения плунжера по всей длине цилиндра насос бракуется.

· Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние опорного конуса, качество сборки, крепление резьбовых соединений и качество посадочной поверхности замковой опоры. Плунжер вставного насоса извлекают для ревизии после отвинчивания упорного ниппеля.

· Герметичность цилиндра в сборе со всасывающим клапаном и плунжера с нагнетательным клапаном, для вставных насосов в сборе с замковой опорой, проверяется опрессовкой веретенным маслом при температуре 20 С на давление Р=150атм.

· После проверки комплектности и качества ШГН, в ООО «НПР» выписывается эксплуатационный паспорт насоса, куда заносятся данные о дате проверки, результатах опрессовки и комплектации.

Транспортировка ШГН на скважину

· На скважину штанговые насосы доставляются на промысловом самопогрузчике ПС-0,5, снабженном поворотным гидрокраном грузоподъемностью 5 тн или на любом другом транспортном средстве, обеспечивающем погрузку-разгрузку и транспортировку штанговых насосов без их изгиба. Чтобы предохранить насосы от засорения в концевые муфты необходимо устанавливать специальные резьбовые пробки (колпачки), у вставных насосов должна быть защищена от повреждений замковая опора.

· При транспортировке, ШГН устанавливаются на платформе транспортного средства в наклонном положении, закрепляются от возможного перемещения специальными хомутами с винтовыми зажимами.

· На скважине насос выгружается с применением универсальных стропов и захватов при помощи крана и укладывается на чистое горизонтальное место на 3-4 деревянных прокладки или на мостки. Скатывать насос с платформы на землю, укладывать его на трубы, штанги, устьевую арматуру или устанавливать в наклонном положении категорически запрещается.

· Поднятые из скважины насосы доставляются в ООО «НПР» также на транспортных средствах предназначенных для перевозки ШГН с жестким закреплением. Разборка насоса на скважине запрещается.

Организация работ при ремонте скважин оборудованных УШГН

Скважины оборудованные УШГН предаются в ремонт по заключению технологической службы нефтепромысла и на основании мероприятий о необходимости проведения подземного ремонта.

Основанием для подъема УШГН является снижение или прекращение подачи. Причина неисправности должна быть определена предварительно по данным динамограммы снятой перед подъемом и отмечена в эксплуатационном паспорте за подписью технолога нефтепромысла.

В графе причина отказа не допускается общая запись «нет подачи». Окончательное решение по смене ШГН принимает технолог ЦДНГ и отметкой в эксплуатационном паспорте. Бригада ПРС становится на скважину для подъема ШГН при наличии полностью заполненного эксплуатационного паспорта.

Необходимый порядок и объем работ на скважинах оборудованных УШГН формируется при составлении план-графика движения бригад подземного ремонта скважин НГДУ, на котором присутствуют представители служб и цехов НГДУ (ЦИТС, ПТО, ЦДНГ, ЦНИПР, ЦПРС).

План-график движения бригад ПРС (КРС) утверждается главным инженером НГДУ.

Для скважин из часторемонтируемого фонда (3 и более отказов УШГН за скользящий год) составляется отдельный план работ, который согласовывается нефтепромыслом, ЦПРС, ЛТТНД и при рассмотрении план-графика эти скважины включаются в движение бригад.

Объем работ определяется на основании

· изучения режима эксплуатации отказавшей УШГН,

· причин отказов предыдущих установок,

· характеристики скважин,

· вида работ (смена УШГН, ввод после бурения, перевод на ШГН)

· шаблонирование эксплуатационной колонны (при наличии затяжек, посадок в процессе СПО оборудования УШГН), спускать шаблон рекомендуется до глубины на 150м выше интервала перфорации, диаметр шаблона 120мм и длина 9м;

· скреперование эксплуатационной колонны (при затяжках и не прохождении шаблона при СПО, гидравлическим или механическим скрепером до глубины спуска шаблона, с последующей промывкой ствола скважины (проводится не реже одного раза в три года или при вводе из бездействия - более 3х лет;

Определение текущего забоя скважины производится по заявке нефтепромысла:

· после очистки забоя желонкой, промывки;

· после аварии, «полетов» УШГН на забой скважины;

· при частых отказах УШГН связанных с попаданием в насос песка, мехпримесей, АСПО;

· после работ по освоению пласта или работ по очистке призабойной зоны пласта;

Очистка забоя, промывка скважины:

· после проведения соляно-кислотных обработок, других обработок призабойной зоны;

· по результатам измерения текущего забоя скважины;

Технология ремонта скважин оборудованных УШГН

· Ремонт скважин оборудованных ШГН производят специализированные ремонтные бригады согласно плану работ и в соответствии с Правилами ведения ремонтных работ и других нормативных актов.

· Перед глушением скважины производится замер статического уровня Н ст и пластового давления Р пл. По результатам замера нефтепромысел принимает решение о глушении или ремонте без глушения (в соответствии с перечнем скважин согласованных с УЗСО ГГТН).

· Глушение скважин производится согласно действующей в ОАО «Томскнефть» ВНК инструкции по глушению скважин оборудованных УШГН.

Нефтепромысел несет ответственность за достоверность информации о подготовленности скважины к глушению.

· Результаты глушения оформляются актом с указанием типа жидкости глушения, ее объема, плотности, давления и циклов при глушении. Акт подписывается мастером по глушению, передается в бригаду ПРС и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.

· Бригада приступает к ремонту скважины только при наличии плана работ (наряд-заказа), утвержденного и согласованного ЦДНГ и ЦПРС, а также полностью заполненного эксплуатационного паспорта на УШГН. Ответственным за качество заполнения паспорта является технолог нефтепромысла.

Перед ремонтом скважины необходимо провести следующие подготовительные работы:

§ закрепить специальным зажимом полированный шток;

§ демонтировать канатную подвеску;

§ откинуть головку балансира.

После проведения ремонтных работ на скважине бригада ТРС в присутствии представителя ЦДНГ должна вызвать подачу и опрессовать НКТ насосом с составлением акта о приемке скважины из ремонта. При герметичности НКТ и стабильной работе насоса станок - качалка запускается в работу.

§ Мастер бригады ПРС (КРС) заполняет эксплуатационный паспорт ШГН с указанием всех параметров компоновки спущенного подземного оборудования (диаметр НКТ, штанг и количество, наличие и количество центраторов, фильтра, ГПЯ и т.п.)

Акт о сдаче скважины из ремонта подписывается после 72 часов безотказной работы ШГН представителем нефтепромысла. Основанием для подписания акта о сдаче скважины из ремонта является замер дебита скважины и динамограмма, снятая после запуска скважины. К акту на ремонт скважины прилагается эксплуатационный паспорт ШГН, который должен хранится вместе с актом, и при последующем ремонте передаваться ЦПРС с заполнением данных о работе насоса.

Запуск скважин оборудованных УШГН

За 2 часа до запуска скважины, бригадой ТРС подтверждается заявка на вызов представителя нефтепромысла. Заявка передается диспетчеру или технологу нефтепромысла.

Прием скважин оборудованных УШГН из ремонта осуществляется круглосуточно. В первую смену мастером ЦПРС (КРС) и мастером нефтепромысла (или лицами их замещающими), во вторую смену старшим оператором ПРС и старшим оператором нефтепромысла.

Перед запуском скважины с УШГН проверить исправность наземного оборудования:

o на устьевой арматуре - обратный клапан и задвижки, патрубок эхолотирования со свободным доступом к нему, пробоотборный кран на выкидной линии и др.;

o работоспособность групповой замерной установки «Спутник»;

o герметичность насосно-компрессорных труб и СУСГ;

Запуск и вывод скважины на режим оборудованной УШГН осуществляется оператором по добыче нефти и газа.

Оператор по добыче нефти выполняет все необходимые операции с устьевой арматурой, коллектором, АГЗУ «Спутник», обеспечивает контроль за величиной подачи из скважины и передачу данных диспетчеру (технологу) нефтепромыслу.

Контроль за изменением уровня жидкости в затрубном пространстве и динамометрирование скважин производит оператор по исследованию или оператор добычи нефти (не реже одного раза в сутки замер Ндин, Рз, и динамометрирование).

Ответственность за вывод скважин на режим, своевременное отключение насосной установки при нештатных режимах, либо запуск при неготовности оборудования (неисправность АГЗУ «Спутник», негерметичность задвижек, обратного клапана на затрубье и др.) несет технологическая служба нефтепромысла и мастер бригады добычи. Решение о способе вывода на режим или остановке насоса для устранения выявленных неполадок принимает ведущий технолог нефтепромысла.

· Перед опрессовкой скважины определить подачу, собрать устьевой сальник (СУСГ) с полированным штоком, на манифольдную линию установить манометр (шкала не более 100 атм.).

· Возвратно-поступательным качанием штанг при помощи подъемного агрегата поднять давление на манифольдной линии по манометру - 30атм.

· Проследить падение давления на манометре при открытой затрубной задвижке.

УШГН считается годной к эксплуатации, если при опрессовке насос поднимает давление до 30 атм. и при остановке качания падение давления не превышает 5 атм. за 15 минут. При этом в нижнем сальнике и соединениях фонтанной арматуры пропусков газа и жидкости не должно быть.

· После опрессовки полированный шток соединяется с подвесной траверсой и станок - качалка запускается в работу.

· В течение 2х часов после запуска, оператору по исследованию или оператору д/н необходимо замерить дебит скважины, уровень жидкости в затрубном пространстве и произвести динамометрирование. В случае низкой (высокой) посадки плунжера, удара верхней муфты штанг о СУСГ, бригада ПРС производит повторную подгонку посадки плунжера.

· Все документы по скважине подписываются мастером и технологом нефтепромысла после 72 часа безотказной работы подземного оборудования, при условии, что все замечания нефтепромысла, указанные при приемке скважины из ремонта, устранены.

При приемке скважины из ремонта к оборудованию ШСНУ и территории скважины предъявляются следующие требования:

При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не более 200 мм.

Фланцевые соединения фонтанной арматуры и обвязки устья скважин должны быть герметичными и иметь полный комплект крепежа.

Устье скважины и территория скважины и оборудование ШГН должны быть очищены от замазученности, а территория куста скважин очищена от труб, штанг и оборудования, используемого при ремонте скважины.

Вывод скважин оборудованных УШГН на режим

Целью операции по выводу скважины с УШГН на режим является обеспечение работоспособности насоса в начальный период ввода скважины в эксплуатацию после ремонта.

Перед запуском скважины оборудованной УШГН

· проверить готовность наземного оборудования,

· замерить статический уровень и

· запустить установку.

В эксплуатационном паспорте отметить время появления подачи.

Замерить подачу скважины (Qж) с помощью АГЗУ «Спутник», сопоставить ее с теоретической производительностью спущенного насоса; затем снимается динамограмма и отбирается проба жидкости.

В начальный период после запуска УШГН осуществляется регулярный контроль за величиной подачи и темпом снижения динамического уровня. Не допускается откачка уровня ниже, чем 200м над приемом насоса.

При выводе скважины на режим периодичность замеров Н дин. и Q ж должна определяться технологической службой для каждой скважины индивидуально.

Величина динамического уровня в скважине и работоспособность УШГН определяется с помощью эхолота и динамографа.

В зимнее время, в случаях длительной остановки скважины на приток должны быть предусмотрены меры от замораживания коллектора.

Время вывода на режим определяется для каждой скважины индивидуально.

Скважина считается выведенной на режим, если результаты 3х измерений динамического уровня выполненные с интервалом не менее 1 часа близки по значению при постоянной производительности.

Исполнителю работ по выводу на режим скважины с УШГН (оператору добычи или оператору по исследованию) ежесменно передавать информацию диспетчеру нефтепромысла.

После вывода на режим скважины с УШГН через 1 сутки выполнить

· замер динамического уровня Н дин.,

· производительность скважины Q ж,

· отбор проб жидкости на обводненность продукции и на содержание мех. примесей,

· снять динамограмму.

Заполнить соответствующие графы эксплуатационного паспорта на УШГН по выводу ее на режим при необходимости с приложением подтверждающих документов (динамограммы, результатами замеров и пр.).

Эксплуатация скважин с УШГН

· После вывода скважины на установившийся режим, нефтепромысел дает заявку на производство работ по доуравновешиванию станка-качалки.

· В течение двух суток с момента запуска УШГН, нефтепромысел осуществляет контроль за ее работой. В дальнейшем контроль за работой скважины производится динамометрированием, замерами дебита жидкости, устьевых давлений и динамического уровня.

· В течение первых двух недель работы УШГН, нефтепромысел проводит комплекс исследований на скважине с целью определения оптимального режима работы спущенного насоса.

· Любое изменение режимов работы скважины оборудованной УШГН должно быть обосновано расчетами. Ответственным за своевременное проведение расчетов и систематическое внесение изменений режима работы УШГН является технолог нефтепромысла.

Постоянно действующая комиссия по расследованию преждевременных отказов УШГН производит расследования причин отказов насосов с наработкой до 100 суток.

Периодичность контроля за работой скважин с УШГН

Таблица №24

Данные эксплуатации должны своевременно заноситься в эксплуатационный паспорт УШГН, ответственным за заполнение паспорта является технолог нефтепромысла.

Бóльшая часть добывающего фонда скважин нефтедобывающих предприятий оборудуется штанговыми насосными установками. Контроль работы штанговых насосов осуществляется, как известно, посредством динамометрирования. То есть посредством снятия диаграммы изменения нагрузки на устьевой шток при его ходе вверх-вниз.

Навык чтения динамограмм, умение их правильно интерпретировать необходимо как специалистам технологической службы нефтедобывающего предприятия, так и специалистам геологической службы.

Инженерам-технологам динамограммы помогают в принятии решений о необходимости текущего ремонта скважины (ТРС) или, например, о необходимости горячей обработки скважины для удаления отложений парафина без привлечения бригады ТРС.

Специалистам геологической службы навык чтения динамограмм необходим как самый первый этап в анализе причин снижения дебита добывающей скважины. Если динамограмма «рабочая», значит дело не в насосе. Значит можно переходить к поиску «геологических» причин снижения дебита.

Теоретическая динамограмма

Прежде чем перейти к разбору реальных динамограмм необходимо разобраться с теоретической динамограммой.

Как известно, динамограмма – это диаграмма изменения нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода. Теоретическая динамограмма – это такая идеализированная динамограмма, которая не учитывает силы трения, инерционные и динамические эффекты, возникающие в реальных условиях. Из-за таких эффектов прямые линии теоретической динамограммы превращаются в волнообразные, характерные для реальной. Также в теоретической динамограмме предполагается полной заполнение цилиндра штангового насоса, то есть коэффициент подачи насоса равен 1, чего в реальных условиях никогда не бывает (коэффициент подачи насоса обычно меньше единицы).

Теоретическая динамограмма имеет форму параллелограмма (рисунок 1).

Рисунок 1. Динамограмма теоретическая

Рисунок 2. Схема ШГН

Точка А на динамограмме - это крайнее нижнее положение плунжера насоса. Отрезок AB - ход вверх полированного штока. При этом происходит деформация (растяжение) штанг, но плунжер насоса все еще находится в крайнем нижнем положении. Отрезок BC - ход вверх полированного штока и плунжера насоса.

Точка C - крайнее верхнее положение плунжера насоса. Отрезок CD - ход вниз полированного штока. При этом происходит деформация (сжатие) штанг, но плунжер насоса все еще находится в крайнем верхнем положении. Отрезок DA - ход вниз полированного штока и плунжера насоса

В общем-то ничего сложного. Левая часть динамограммы характеризует работу насоса при нахождении плунжера в нижнем положении и соответственно работу всасывающего клапана насоса. Правая часть динамограммы - работу насоса при нахождении плунжера в верхнем положении и соответственно работу выкидного клапана насоса.

Имея на руках динамограмму работы насоса можно рассчитать дебит жидкости скважины. Динамограф, которым и снимают динамограммы, выдает в том числе и информацию о числе качаний (в минуту) станка-качалки и длине хода плунжера. Зная, какой насос спущен в скважину, рассчитать дебит не составляет труда. Формула для расчета теоретического дебита жидкости:

Q т = 1440 · π /4 · D² · L · N

где
Q т – дебит жидкости (теоретический), м 3 /сут
D – диаметр плунжера, м
L – длина хода, м
N – число качаний, кач./мин.

Длину хода и число качаний, как я уже сказал, нам выдает динамограф вместе с динамограммой. Диаметр плунжера обычно указан в названии насоса. Например, у насоса НГН-2-44 диаметр плунжера 44 мм, у НГН-2-57 соответственно 57 мм.

Для того чтобы получить фактический дебит жидкости скважины, необходимо полученный по формуле результат умножить на коэффициент подачи насоса (η ), который как мы уже знаем всегда меньше единицы.

Примеры реальных динамограмм

Фактические динамограммы имеют огромное количество форм и разновидностей. Все их здесь рассмотреть не получится, приведу только несколько характерных примеров:

Влияние газа, неполное заполнение плунжера

Не работают оба клапана

Обрыв или отворот штанг

Выход плунжера из цилиндра насоса

Отложения парафина

Прежде чем закончить статью рассмотрим еще один вопрос:

Как часто снимают динамограммы?

Политика различных нефтедобывающих компаний в отношении частоты снятия динамограмм может отличаться. Но, как правило, динамограммы снимают 1 раз месяц на обычном, ничем не осложненном фонде скважин.

При необходимости динамограммы снимают чаще (например, раз в неделю) на фонде скважин осложненных частыми отложениями парафина. Также динамограммы снимают при наличии соответствующих показаний (как говорят медицинские работники). Например, при снижении дебита жидкости скважины, при повышении динамического уровня, после изменения параметров работы штангового насоса (длина хода, число качаний) и других.

Если на скважине проводились геолого-технические мероприятия (ГТМ), то после запуска скважины до выхода ее на режим динамограммы снимаются, как правило, ежедневно. То же самое можно сказать и о новых скважинах запущенных из бурения.

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.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся:

• ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);
• малая подача насоса;
• ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)

Глубинный штанговый насос в простейшем виде (см. рисунок справа) 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.

Штанговый насос относится к объемному типу насоса, работа которого обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующий орган (колонну штанг). Самая верхняя штанга называется полированным штоком , она проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески.

Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, 6алансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотной салазке.

Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН) .

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.