Выбор читателей
Популярные статьи
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.
ГОСТ 13877-96
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
ШТАНГИ НАСОСНЫЕ И МУФТЫ
ШТАНГОВЫЕ
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ
СОВЕТ
ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Азербайджанским научно-исследовательским и проектно-конструкторским институтом нефтяного машиностроения (АзинМАШ) Государственной компании «АЗНЕФТЕХИММАШ» Азербайджанской Республики ВНЕСЕН Азгосстандартом 2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 4 октября 1996 г. № 10) За принятие проголосовали:
Наименование государства |
Наименование национального органа по стандартизации |
Азербайджанская Республика | Азгосстандарт |
Республика Беларусь | Госстандарт Беларуси |
Республика Казахстан | Госстандарт Республики Казахстан |
Киргизская Республика | Киргизстандарт |
Республика Молдова | Молдовастандарт |
Российская Федерация | Госстандарт России |
Туркменистан | Главная государственная инспекция Туркменистана |
Республика Узбекистан | Узгосстандарт |
Введение
Настоящий межгосударственный стандарт предусматривает идентификацию основных параметров и присоединительных размеров насосных штанг и штанговых муфт с принятыми в международной практике. В отличие от ранее действовавшего ГОСТ 13877-80 в настоящий стандарт введены: раздел «Определения», требования к муфтам класса SM с износостойким покрытием и муфтам уменьшенного диаметра, требования по калибровке штанг и муфт, а также расширена номенклатура материалов, применяемых для изготовления штанг. В стандарте приведены только те марки сталей, штанги и муфты из которых прошли эксплуатационные испытания не менее чем в двух регионах и рекомендованы к серийному производству Государственной приемочной комиссией в установленном порядке. Настоящий стандарт гармонизирован с американским стандартом API Spec 11В в части размеров и конструктивного исполнения штанг и муфт, механических свойств материалов, размеров резьб и их предельных отклонений, контроля штанг и муфт с помощью калибров, маркировки и упаковки штанг и муфт (приложение А). В стандарте не рассматриваются известные в отечественной практике технологические приемы по улучшению качества штанг, которые выходят за рамки гармонизированных стандартов, такие как упрочнение штанг путем холодного их растяжения с достижением пластической деформации; термомагнитная и пескоструйная обработки, методы дефектоскопии, правки тела штанги, нормирования крутящих моментов при свинчивании муфт и штанг, а также сварные конструкции как насосных штанг, так и непрерывных (цельных) штанговых колонн. При необходимости эти вопросы должны найти отражение в технической документации заводов-изготовителей штанг и муфт. Ряд требований стандарта приведен в рекомендательной форме: формирование резьб штанговых муфт накаткой, антикоррозионное покрытие штанг лаком или мастикой, отличительная окраска штанг. По мере внедрения этих требований стандарта в производство будет рассматриваться целесообразность их перевода в разряд обязательных.
1 Область применения. 3 2 Нормативные ссылки. 3 3 Определения. 4 4 Конструкция, основные параметры и размеры.. 5 5 Технические требования. 10 5.1 Характеристики. 10 5.2 Маркировка. 13 5.3 Упаковка. 15 6 Правила приемки. 16 7 Методы контроля. 17 8 Транспортирование и хранение. 18 9 Указания по эксплуатации. 19 10 Гарантии изготовителя. 19 Приложение А Сведения по гармонизации настоящего стандарта со стандартом API Spec 11 B .. 19 Приложение Б Конструктивные длины и массы штанг. 20 Приложение В Сведения о материалах, применяемых для изготовления штанг. 20 Приложение Г Требования к муфтам класса SM .. 21 Приложение Д Калибровка штанг и муфт. 22 Приложение Е Примеры расчета вероятности безотказной работы партии штанг. 23 Приложение Ж Область применения насосных штанг и значение допускаемого приведенного напряжения в штангах. 24 Приложение И Характеристика коррозионности продукции нефтяных скважин по содержанию в ней коррозионно-активных компонентов (без учета влияния ингибиторов коррозии) 25 Приложение К Правила обращения со штангами в процессе эксплуатации. 25 Приложение Л Правила компоновки колонн насосных штанг и замены штанг в колонне. 26 |
ГОСТ 13877-96
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
ШТАНГИ НАСОСНЫЕ И МУФТЫ ШТАНГОВЫЕ
Технические условия
Sucker rods and sucker rod
couplings.
Specifications
Дата введения 2001-01-01
1 - тело штанги; 2 - головка штанги; 3 - подэлеваторный бурт; 4 - квадратная шейка; 5 - торец упорного бурта; 6 - упорный бурт; 7 - зарезьбовая канавка; 8 - торец штанги
Рисунок 1 - Наименования конструктивных элементов насосной штанги
3.2.4 штанговая муфта: Составная часть колонны насосных штанг, как правило, с внутренней резьбой на обоих концах, предназначенная для соединения насосных штанг между собой; 3.2.5 соединительная штанговая муфта (соединительная муфта): Штанговая муфта с одинаковыми резьбами на обоих концах, предназначенная для соединения насосных штанг между собой; 3.2.6 переводная штанговая муфта (переводная муфта): Штанговая муфта с неодинаковыми резьбами на обоих концах, предназначенная для соединения насосных штанг разных условных размеров; 3.2.7 стандартная длина штанги: Расстояние, отсчитываемое от торца упорного бурта насосной штанги до наружного торца штанговой муфты, навинченной на противоположный конец насосной штанги; 3.2.8 приведенное напряжение в штангах: Напряжение s пр в верхней насосной штанге какой-либо ступени штанговой колонны, определяемое по формуле
Где s m ах - максимальное напряжение в теле штанги за цикл нагружения; s а - амплитуда напряжения в теле штанги за цикл нагружения,
Где s min - минимальное напряжение в теле штанги за цикл нагружения; 3.2.9 зона термического влияния: Участок тела насосной штанги длиной 250 мм, отсчитываемый от подэлеваторного бурта в сторону тела штанги; 3.2.10 продольные дефекты проката: Дефекты проката в соответствии с ГОСТ 21014, расположенные вдоль оси проката; 3.2.11 поперечные дефекты проката: Дефекты проката в соответствии с ГОСТ 21014, расположенные перпендикулярно к оси проката; 3.2.12 торцевая контактная поверхность: Кольцевая поверхность, по которой контактируют торец штанговой муфты с торцем упорного бурта насосной штанги (без учета фасок).
* Размер обеспечивается инструментом. ** Размер указан до накатки резьбы. *** Допускается другая форма сопряжения ударного бурта с квадратной шейкой.
Рисунок 2 - Насосная штанга
Таблица 1
Условный размер штанг |
||||||||||||||||||
Пред. откл. |
Пред. откл. |
Пред. откл. |
Пред. откл. |
|||||||||||||||
Рисунок 3 - Соединительная муфта
Таблица 2
Размеры в миллиметрах
Условный размер соединительных муфт |
Исполнение |
Диаметр муфт D |
Размер под ключ S -0,8 |
||||
Рисунок 4 - Переводная муфта
Таблица 3
Размеры в миллиметрах
Условный размер переводных муфт |
Исполнение |
Диаметр муфт D +0,13; -0,25 полноразмерных (уменьшенного диаметра) |
Размер под ключ S |
Масса муфт, кг, не более, полноразмерных (уменьшенного диаметра) |
||||||
Рисунок 5
Таблица 5
Условный размер |
Обозначение резьбы |
Диаметр резьбы штанг, муфт, мм (см. рисунок 5) |
|||
соединительных муфт |
d , D |
d 2 , D 2 |
d 1 , D 1 |
||
1 - поле допуска внутренней резьбы; 2 - поле допуска наружной резьбы; 3 - номинальный профиль; d ; D - номинальный наружный диаметр; d 1 ; D 1 - номинальный внутренний диаметр; d 2 ; D 2 - номинальный средний диаметр
Рисунок 6
Таблица 6
Условный размер штанг |
Предельное отклонение диаметра резьбы, мкм |
|||||||||||
* Внутренний диаметр резьбы штанги d 1 и наружный диаметр резьбы муфты D обеспечиваются резьбообразующим инструментом. | ||||||||||||
Примечание - Отклонения отсчитываются от линии номинального профиля резьбы в направлении, перпендикулярном оси штанги. Предельные отклонения диаметров d 1 и D относятся к оси впадины и представляют расстояние между наинизшей ее точкой и линией номинального размера. |
Штанга насосная ШН19 -40 ГОСТ 13877-96 .
То же, длиной 7620 мм:
Штанга насосная ШН19 -7620 -40 ГОСТ 13877-96 .
То же, для штанги, подвергнутой поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ:
Штанга насосная ШН19 -7620 -40 S ГОСТ 13877-96 .
То же, с муфтой исполнения 2 класса S:
Штанга насосная ШН19 -7620 -40 S - S ГОСТ 13877-96 .
То же, с соединительной муфтой исполнения 3 класса SM:
Штанга насосная ШН19 -7620 -40 S -3 S М ГОСТ 13877-96 .
4.9 Примеры условных обозначений муфт Соединительной муфты условным размером 19 мм, исполнения 2, из стали 40, класса Т:
Муфта МШ19 ГОСТ 13877-96 .
То же, исполнения 3, из стали марки 20Н2М, класса S:
Муфта МШ19 -20Н2М -3 S ГОСТ 13877-96 .
То же, класса SM:
Муфта МШ19 -20Н2М -3 S М ГОСТ 13877-96 .
Переводной муфты условным размером 19 ´ 22, исполнения 2, из стали 20Н2М, класса Т:
Муфта МШ19 ´ 22 -20Н2М ГОСТ 13877-96 .
4.10 Пример условного обозначения резьбы штанги (муфты) условным размером 19 мм:
Резьба Ш19 ГОСТ 13877-96 .
Марка стали |
Вид термической обработки |
Механические свойства, не менее |
|||||
40 по ГОСТ 1050 | Нормализация или нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом токами высокой частоты (ТВЧ) | ||||||
20Н2М по ГОСТ 4543 | То же | ||||||
30ХМА по ГОСТ 4543 | |||||||
15Н3МА | Нормализация или нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ | ||||||
15Х2НМФ | |||||||
15Х2ГМФ | То же | ||||||
14Х3ГМЮ | » | ||||||
Примечания 1 При поверхностном упрочнении штанг нагревом ТВЧ механические свойства материала, указанные в таблице, относятся к незакаленной сердцевине тела штанг и определяются до обработки ТВЧ на отштампованных и термически обработанных заготовках штанг. 2 Закалка штанг из стали марок 15Х2НМФ, 15Х2ГМФ и 14Х3ГМЮ происходит на воздухе в процессе изготовления проката и штамповки головок. Допускается закалку штанг проводить в воде или других охлаждающих средах. 3 Показатели твердости являются рекомендуемыми. |
Условный размер штанг |
Глубина поверхностного упрочнения, мм |
||||||
тела штанг |
головки штанг на участках радиусом |
||||||
Наружный диаметр муфты D , мм |
Исполнение |
Глубина поверхностного упрочнения муфты, мм |
Твердость поверхности HRC э, не менее, для стали марки |
|
20Н2М; 20ХН2М |
||||
(справочное )
Номер и наименование раздела настоящего стандарта |
Объем гармонизации стандартов |
1 Область применения | Стандарты гармонизированы в части цельных насосных штанг и штанговых муфт с одноименными резьбовыми концами (соответственно с наружной и внутренней резьбой на обоих концах. |
Отличие: Настоящий стандарт не распространяется на составные штанги, на штанги с разноименными резьбовыми концами (ниппельным и муфтовым), на устьевые штоки и их муфты и прочие | |
4 Конструкция, основные параметры и размеры | Гармонизированы конструкция и размеры штанг и муфт. Отличие: Дополнительно включены штанги нормальной длиной 8000 мм и укороченной длины 1000, 1500 и 2000 мм, данные по конструктивной длине штанг, по массе штанг и муфт. Приведены обозначения штанг и муфт и их резьб в метрической системе |
5 Технические требования | Гармонизированы технические требования к штангам и муфтам. Отличие: Дополнительно включены требования к штангам и муфтам, упрочненным нагревом ТВЧ; приведены конкретные марки стали для изготовления штанг и муфт, а в приложении В приведено их соответствие классификации стандарта API Spec 11В; приведены показатели безотказной работы штанг и сроки их службы |
6 Правила приемки | Гармонизированы правила приемки |
7 Методы контроля | Гармонизированы методы контроля. Отличие: В настоящем стандарте отсутствует раздел с конструкцией и размерами калибров |
8 Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение | Гармонизированы требования к маркировке, упаковке, транспортированию и хранению штанг |
9 Указания по эксплуатации | Гармонизированы указания по эксплуатации. Отличие: Дополнительно приведены сведения об области применения штанг из различных материалов с учетом коррозионности продукции скважин; допускаемые приведенные напряжения в штангах. |
(справочное)
Условный размер штанг |
Конструктивная длина L штанг при стандартной длине* |
||||||||||||
* Значения конструктивных длин округлены до целых чисел. |
Условный размер штанг |
Масса штанг (без муфт), кг, при стандартной длине, мм |
||||||||||||
(справочное)
Марка стали |
Вид термообработки |
Класс штанг по материалу (стандарт API Spec 11В) |
40 по ГОСТ 1050 | Нормализация | |
Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом токами высокой частоты (ТВЧ) | ||
20Н2М по ГОСТ 4543 | Нормализация | |
30ХМА по ГОСТ 4543 | Нормализация и высокий отпуск с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ | |
15Н3МА | Нормализация | |
Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ | ||
15Х2НМФ | Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск | |
15Х2ГМФ | Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск | |
14Х3ГМЮ | То же | |
Примечание - Для штанг, упрочненных нагревом ТВЧ, класс по стандарту API Spec 11В указан в скобках для отражения условного отнесения к этому классу при соответствии ему прочностных (5.1.5) и эксплуатационных (приложение Ж) характеристик штанг. |
(справочное)
Наименование химического элемента |
||
Углерод | ||
Кремний | ||
Фосфор | ||
Сера | ||
Хром | ||
Бор | ||
Железо | ||
Кобальт | ||
Титан | ||
Алюминий | ||
Цирконий | ||
Никель |
(обязательное)
Контролируемые размер и форма поверхности |
Средство измерения |
Нормативный документ (НД) |
Пояснение к операции контроля |
1 Штанги | |||
1.1 Внутренний диаметр резьбы d 1 * | Непроходной резьбовой калибр-кольцо | Резьбовой калибр-кольцо не должен навинчиваться на резьбу штанги после третьего поворота | |
1.2 Наружный диаметр резьбы d * | Резьбовой калибр-кольцо должен навинчиваться на резьбу штанги до упора в торец упорного бурта | ||
1.3 Отклонение от перпендикулярности торца упорного бурта к оси резьбы штанги | Проходной резьбовой калибр-кольцо | Плоский щуп не должен проходить между торцами упорного бурта и навинченного на штангу резьбового калибра-кольца | |
Плоский щуп размером 0,05 мм | ТУ 2-034-22/197-011 | ||
1.4 Максимальный и минимальный диаметр зарезьбовой канавки D 1 | Микрометры МР25; МР50 | ГОСТ 4381 | Средства измерения установить поочередно на наибольший и наименьший размеры диаметра D 1 в пределах допуска. При этом калибр-скоба не должен проходить над контролируемой поверхностью при измерении наименьшего диаметра D 1 |
Регулируемый калибр-скоба | ГОСТ 2216 | ||
1.5 Максимальный и минимальный диаметры упорного D и подэлеваторного D 2 буртов | Микрометры МР25; МР50; МР100 | ГОСТ 4381 | Средства измерения установить поочередно на наибольший и наименьший размеры диаметров в пределах допуска. При этом калибр-скоба не должен проходить над контролируемой поверхностью при измерении наименьшего диаметра |
Регулируемый калибр-скоба | ГОСТ 2216 | ||
1.6 Максимальная и минимальная длина зарезьбовой канавки l 2 | Регулируемый калибр-скоба | Измерительные поверхности калибра устанавливаются поочередно на наибольший и наименьший измеряемый размер или его номинальное значение. Измеряемая длина должна находиться в пределах допуска | |
1.7 Максимальный и минимальный диаметры тела штанги d 0 | Микрометры МР25; МР50 | ГОСТ 4381 | |
Регулируемый калибр-скоба | ГОСТ 2216 | ||
1.8 Ширина квадратной шейки S | Регулируемый калибр-скоба | ||
1.9 Максимальная и минимальная длина насосной штанги L | Рулетка | ГОСТ 7502 | |
2 Муфты | |||
2.1 Наружный диаметр резьбы D * | Непроходной резьбовой калибр-пробка | НД на калибр или стандарт API Spec 11В | Резьбовой калибр-пробка не должен ввинчиваться в резьбу муфты после третьего поворота |
2.2 Внутренний диаметр резьбы D 1 * | Резьбовой калибр-пробка должен ввинчиваться в резьбу муфты до упора | ||
2.3 Отклонение от перпендикулярности торца муфты к оси резьбы муфты | Проходной резьбовой калибр-пробка | НД на калибр или стандарт API Spec 11 B | Плоский щуп не должен проходить между торцами муфты и ввинченного в нее резьбового калибра-пробки |
Плоский щуп размером 0,05 | ТУ 2-034-22/197-011 | ||
2.4 Максимальный и минимальный диаметры расточек муфты D 1 и D 2 (наименьший диаметр торцевой контактной поверхности) | Штангенциркуль | ГОСТ 166 | |
Калибр-пробка | ГОСТ 14810 | ||
2.5 Длина муфты L | Микрометры МК100; МК150 | ГОСТ 4381 | |
Регулируемый калибр-скоба | ГОСТ 2216 | ||
2.6 Максимальное и минимальное расстояние между срезами под ключ S | Микрометры МК50; МК100 | ГОСТ 4381 | Калибр-скоба не должен проходить над поверхностью срезов под ключ при установке измерительных поверхностей на минимальное значение расстояния S |
Регулируемый калибр-скоба | ГОСТ 2216 | ||
2.7 Максимальная и минимальная длина среза под ключ S 1 | Регулируемый калибр-скоба | ||
* Одновременно контролируют профиль резьбы. |
Условный номер скважины |
Количество штанг из партии в данной скважине |
Частота двойных ходов в минуту п |
Время наработки T (5 ´ 10 6), сутки* |
Количество обрывов штанг за время T (5 ´ 10 6) |
* Время наработки штанг в данной скважине (без учета простоев) за 5 ´ 10 6 циклов, сутки, - определяется по формуле |
Вывод: требования стандарта в части безотказной работы штанг (5.1.28.1) соблюдены.
(обязательное)
Показатели штанг |
Условия эксплуатации штанг |
|||
Марка стали |
Вид термической обработки |
Группа коррозионности продукции нефтяных скважин |
Диапазон условных размеров штанговых насосов, мм |
Допускаемое приведенное напряжение в штангах, Н/мм 2 , не более |
Нормализация |
Некоррозионная |
|||
Нормализация |
Некоррозионная |
|||
Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ |
Некоррозионная |
|||
Нормализация и высокий отпуск с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ |
Некоррозионная |
|||
Среднекоррозионная |
||||
Нормализация |
Высококоррозионная (с присутствием H 2 S до 6 %) |
|||
Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ |
Некоррозионная |
|||
Среднекоррозионная (с присутствием H 2 S) |
||||
Некоррозионная |
||||
Среднекоррозионная (при отсутствии H 2 S) |
||||
Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск |
Некоррозионная |
|||
Среднекоррозионная (при отсутствии H 2 S) |
||||
То же |
Некоррозионная |
|||
Среднекоррозионная (с присутствием H 2 S) |
||||
Примечание - Характеристика групп коррозионности продукции скважин приведена в приложении И. |
(справочное)
(обязательное)
Условный размер штанг |
Наружный диаметр муфт полноразмерных (уменьшенного диаметра) |
Минимальный условный (наружный) диаметр насосно-компрессорных труб, внутри которых применяются муфты |
|
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.
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.
Рис. 2.4.
Рис.2.5.
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:
На рисунке 2.7 показаны разработанные институтом ТатНИПИНефть цепные приводы типа ЦП80-6-1/4.
Рис. 2.6.
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.
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 :
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:
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.
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
Станок-качалка |
Число ходов балансира в мин. |
Масса, кг |
Редуктор |
СКД4-2,1-1400 |
|||
СКД6-2,5-2800 |
|||
СКД8-3,0-4000 |
|||
СКД10-3,5-5600 |
|||
СКД12-3,0-5600 |
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
Станок-качалка |
Длина устьевого штока, м |
Число качаний балансира, мин |
Мощность электро-двигателя, кВт |
Масса, кг |
|
СКС8-3,0-4000 |
|||||
ПНШ 60-2,1-25 |
|||||
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.
Исполнение насоса |
Условные размеры (мм) |
Резьба штанг (мм) |
Длина хода плунжера (мм) |
44/28,57/32,70/44 |
|||
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.
Группа посадки |
Диапазон зазора (мм). |
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
Контролируемый параметр |
Метод контроля |
Периодичность контроля |
1. Нагрузки на штанги и подача |
Динамометрирование |
После запуска скв.и выводе на режим При изменении режима работы Перед ПРС Текущий контроль не менее 2 раз в месяц. |
Замер дебита жидкости с одно- временной отбивкой уровня. |
По счетчикам АГЗУ и волномерам. |
После запуска и вывода на режим скв. При изменении режима работы. Перед ПРС. |
Отбор проб жидкости на обводненность (%) |
После вывода скв. на режим. При изменении режима работы. Текущий контроль не менее 1 раза в месяц. |
|
4. Отбор проб на КВЧ |
После запуска и вывода скв.на режим. 4.2. Текущий контроль не менее 1 раза в месяц. |
Данные эксплуатации должны своевременно заноситься в эксплуатационный паспорт УШГН, ответственным за заполнение паспорта является технолог нефтепромысла.
Глубинные насосы штангового типа, которые обозначаются аббревиатурой ШГН, представляют собой устройства, при помощи которых можно откачивать жидкие среды из скважин, характеризующихся значительной глубиной. Использование такого насосного оборудования является одним из наиболее популярных способов откачивания нефти: приблизительно 70 % действующих сегодня нефтеносных скважин обслуживают именно штанговые насосы.
Основными элементами конструкции насоса штангового, который размещается в скважине на особой колонне, состоящей из подъемных труб, являются:
Принцип работы глубинных штанговых насосов достаточно прост.
По своему конструктивному исполнению штанговые глубинные насосы могут быть:
Опускание в скважину вставных штанговых глубинных насосов, как и их извлечение из нее, осуществляется в собранном виде. Для того чтобы выполнить такую операцию, плунжер помещают внутрь цилиндра, и вся конструкция на насосных штангах опускается в шахту.
Вставные ШГН также подразделяются на устройства двух видов:
Вставные устройства используют преимущественно для обслуживания скважин большой глубины, характеризующихся также небольшим дебитом откачиваемой из них жидкой среды. Использование таких насосов ШГН, для извлечения которых достаточно осуществить подъем штанг, с которыми соединена вся конструкция насоса, намного упрощает ремонт скважины, если в этом возникает необходимость.
Для того чтобы поместить в скважину штанговый глубинный насос невставного типа, необходимо выполнить более сложные действия. В скважину сначала помещают цилиндр, для чего используют НКТ, а только затем, используя штанги, в уже установленный цилиндр опускают плунжер с клапанами. Извлечение штангового глубинного насоса данного типа также осуществляется в два приема: в первую очередь из цилиндра насоса извлекается плунжер с клапанами, а затем из скважины поднимается цилиндр с НКТ.
Невставные устройства также подразделяются на несколько категорий:
Среди перечисленных выше видов невставного оборудования наиболее популярными стали устройства, оснащенные ловителем (НН2). Объясняется высокая популярность последних тем, что механизм их опорожнения отличается простотой конструкции и, соответственно, большей надежностью в эксплуатации.
Выбор оборудования той или иной модели осуществляется в зависимости от конкретных условий эксплуатации, а также от характеристик жидкой среды, которую планируется откачивать с его помощью.
Для того чтобы определить, к какой категории относится глубинный штанговый насос, а также узнать, какими характеристиками обладает такое устройство, достаточно расшифровать его маркировку. Такая маркировка, расшифровка которой не представляет больших сложностей, выглядит следующим образом:
XХХ Х – ХX – ХХ – ХX – Х
Буквы и цифры, присутствующие в такой маркировке, последовательно обозначают следующие параметры:
Работоспособность и эффективность использования глубинных насосов штангового типа определяют следующие элементы, присутствующие в их конструкции:
Конечно, обязательным элементом конструкции штангового глубинного насоса является штанга – изготовленный из стали круглый стержень с высаженными концами. Основное назначение штанг, которые могут иметь различный диаметр (12, 16, 18, 22 и 25 мм), заключается в том, чтобы сообщать плунжеру возвратно-поступательное движение.
Поскольку в ходе работы глубинного насоса штанги испытывают серьезные нагрузки, для их производства используют высококачественные стали, а после изготовления подвергают нормализационному отжигу и закалке ТВЧ.
Штанговые насосные устройства в зависимости от конструктивных особенностей плунжера и цилиндра, а также от того, как расположен их якорный башмак, могут относиться к одной из 15 категорий.
Статьи по теме: | |
Вареники на пару с творогом - рецепт на ряженке
Калорийность: Не указана Время приготовления: Не указано Вареники с... Гадание на воске – правила, значение фигур
В статье собраны только лучшие из толкований и значения фигур для... Новолуние 8. Всё о новолунии. Здоровье и красота
Наблюдая за движением Луны можно заметить, что спутник нашей планеты в... |