Видобуток нафти за допомогою штангових насосів – найпоширеніший спосіб штучного підйому нафти, що пояснюється їх простотою, ефективністю та надійністю. Як мінімум дві третини фонду діючих видобувних свердловин експлуатуються установками ШДН.

Перед іншими механізованими способамивидобутку нафти УШГН мають такі переваги:

• мають високий коефіцієнт корисної дії;
• проведення ремонту можливе безпосередньо на промислах;
• для первинних двигунів можна використовувати різні приводи;
• установки ШГН можуть застосовуватися в ускладнених умовах експлуатації - в піскопроявних свердловинах, за наявності у видобутій нафті парафіну, при високому газовому факторі, при відкачуванні корозійної рідини.

Є у штангових насосів та недоліки. До основних недоліків відносяться:

• обмеження по глибині спуску насоса (чим глибше, тим вища ймовірність обриву штанг);
• мала подача насоса;
• обмеження по нахилу стовбура свердловини та інтенсивності його викривлення (незастосовні у похилих та горизонтальних свердловинах, а також у сильно викривлених вертикальних)

Глибинний штанговий насос у найпростішому вигляді (див. малюнок праворуч) складається з плунжера, що рухається вгору-вниз добре підігнаним циліндром. Плунжер має зворотний клапан, який дозволяє рідині текти вгору, але не вниз. Зворотний клапан, званий також викидним, у сучасних насосах зазвичай є клапан типу шар-сідло. Другий клапан, що всмоктує, - це кульовий клапан, розташований внизу циліндра, також дозволяє рідини текти вгору, але не вниз.

Штанговий насос відноситься до об'ємного типу насоса, робота якого забезпечується зворотно-поступальним переміщенням плунжера за допомогою наземного приводу через сполучний орган (колонну штанг). Найвища штанга називається полірованим штоком, вона проходить через сальник на гирлі свердловини і з'єднується з головкою балансира верстата-гойдалки за допомогою траверси та гнучкої канатної підвіски.

Основні вузли приводу УШГН (верстата-качалки): рама, стійка у вигляді усіченої чотиригранної піраміди, 6алансир з поворотною головою, траверса з шатунами, шарнірно підвішені до балансиру, редуктор з кривошипами та противагами, комплектуються набором змінних шків. Для швидкої зміни та натягу ременів електродвигун встановлюють на поворотній санці.

Штангові насоси бувають вставні (НСВ)і невставні (НСП).

Вставні штангові насоси спускають у свердловину зібраному вигляді. Попередньо в свердловину на НКТ спускається спеціальний замковий пристрій, а насос на штангах спускають у вже спущені НКТ. Відповідно для зміни такого насоса не потрібно зайвий раз робити спуск-підйом труб.

Невставні насоси спускаються у напіврозібраному вигляді. Спочатку на НКТ спускають циліндр насоса. А потім на штангах спускають плунжер із зворотним клапаном. Тому при необхідності заміни такого насоса доводиться піднімати із свердловини спочатку плунжер на штангах, а потім і НКТ із циліндром.

І той і інший вид насоса має свої переваги, так і недоліки. Для кожних конкретних умов застосовують найбільш відповідний тип. Наприклад, за умови утримання в нафті великої кількостіпарафіну переважно застосування невставних насосів. Парафін, відкладаючись на стінках НКТ може заблокувати можливість підняття плунжера вставного насоса. Для глибоких свердловин краще використовувати вставний насос, щоб знизити витрати часу на спуск-підйом НКТ при зміні насоса.

Штангові насосні свердловинні установки (ШСНУ) призначені для підйому пластової рідини зі свердловини на денну поверхню.

Понад 70% чинного фонду свердловин оснащені глибинними насосами свердловин. З їхньою допомогою видобувається країни близько 30% нафти.

В даний час ШСНУ, як правило, застосовують на свердловинах з дебітом до 30...40 м3 рідини на добу, рідше до 50 м3 при середніх глибинах підвіски 1000...1500 м. У неглибоких свердловинах установка забезпечує підйом рідини до 200 м 3 /сут.

В окремих випадках може застосовуватись підвіска насоса на глибину до 3000 м-коду.

Привід призначений для перетворення енергії двигуна на зворотно-поступальний рух колони насосних штанг.

Штангова свердловинна насосна установка включає:

а) наземне обладнання - верстат-гойдалка (СК), обладнання гирла, блок керування;

б) підземне обладнання - насосно-компресорні труби (НКТ), штанги насосні (ШН), штанговий насос свердловин (ШСН) і різні захисні пристрої, що покращують роботу установки в ускладнених умовах.

Мал. 1. Штангова свердловинна насосна установка:

1 – фундамент; 2 – рама; 3 – електродвигун; 4 – циліндр; 5 - кривошип; б - вантаж; 7 – шатун; 8 - вантаж; 9 – стійка; 10 – балансир; 11 – механізм фіксації головки балансиру; 12 – головка балансиру; 13 - канатна підвіска; 14 - полірована штанга;

15 - обладнання гирла свердловини; 16 - обсадна колона; 17 - насосно-компресорні труби; 18 – колона штанг; 19 – глибинний насос; 20 - газовий якір; 21 - ущільнення полірованої штанги; 22 - трубна муфта; 23 - муфта штангова; 24 – циліндр глибинного насоса; 25 – плунжер насоса; 26 - нагнітальний клапан; 27 - всмоктуючий клапан.

У свердловину колоні НКТ під рівень рідини спускають циліндр насоса. Потім насосних штангах всередину НКТ спускають поршень (плунжер), який встановлюють в циліндр насоса. Плунжер має один або два клапани, що відкриваються тільки вгору, які називаються викидними. Верхній кінець штанг кріпиться до головки балансиру верстата-качалки. Для направлення рідини з НКТ в нафтопровід і запобігання її розливу на гирлі свердловини встановлюють трійник і вище за нього сальник, через який пропускають сальниковий шток.

Верхня штанга, звана полірованим штоком, пропускається через сальник і з'єднується з головкою балансира верстата-качалки за допомогою канатної підвіски та траверси.

Плунжерний насосприводиться в дію від верстата-качалки, де обертальний рух, що отримується від двигуна за допомогою редуктора, кривошипно-шатунного механізму і балансира, перетворюється на зворотно-поступальний рух, що передається плунжеру штангового насоса через колону штанг.

Під час плунжера вгорупід ним знижується тиск, і рідина з міжтрубного простору через відкритий клапан, що всмоктує, надходить в циліндр насоса.

Під час плунжера внизвсмоктуючий клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається, і рідина з циліндра перетворюється на підйомні труби. При безперервній роботі насоса рівень рідини НКТ підвищується, рідина доходить до гирла свердловини і через трійник переливається у лінію викидну.

Приводи ПЗ «Уралтрансмаш»

Умовне позначення приводів на прикладі ПШГНТ4-1,5-1400:

ПШГН - привід глибинних штангових насосів;

Т – редуктор встановлений на тумбі;

1,5 – найбільша довжинаходу гирлового штока 1,5 м;

1400 – найбільший допустимий момент, що крутить, на веденому валу редуктора;

Лекція №2. Підземне обладнання ШНУ

Призначення, типи, конструкція та маркування свердловинних

Штангові насоси.

Свердловинні штангові насоси призначені для відкачування з нафтових свердловин рідини обводнення до 99%, температурою до 130°С, вмістом сірководню не більше 50мг/л, мінералізацією води не більше 10г/л.

Свердловинні насоси мають вертикальну конструкцію одинарної дії з нерухомим циліндром, рухомим металевим плунжером та кульковими клапанами. Насоси виготовляють такі типи:

1) НВ1 – вставні із замком нагорі;

2) НВ2 - вставні із замком внизу;

3) ПН - невставні без уловлювача;

4) ПН1 - невставні із захватним штоком;

5) НН2 - невставні з уловлювачем

Мал. 2. Насоси свердловинні невставні

Циліндр невставного (трубного) свердловинного насоса (рис. 2) приєднується до колони НКТ і разом з нею спускається в свердловину. Плунжер НСН вводиться через НКТ в циліндр разом з підвішеним до нього клапаном, що всмоктує, на насосних штангах. Щоб не пошкодити плунжер при спуску, діаметр приймають меншим внутрішнього діаметра НКТ приблизно на 6 мм. Застосування НСН доцільно у свердловинах з великим дебітом, невеликою глибиною спуску та великим міжремонтним періодом. Для зміни насоса (циліндра) необхідно витягувати штанги та труби.

Насос НН1 складається з циліндра, плунжера, нагнітального та всмоктуючого клапанів. У верхній частині плунжера розміщується клапан нагнітання і шток з перекладачем під штанги.

До нижнього кінця плунжера за допомогою наконечника на захватному штоку вільно підвішується клапан, що всмоктує. Працюючи клапан саджається в сідло корпусу. Підвішувати всмоктувальний клапан до плунжера необхідно для зливу рідини з НКТ перед підйомом, а також для заміни клапана без підйому НКТ. Наявність захватного штока всередині плунжера обмежує довжину його ходу, що у насосах НН1 вбирається у 0,9 м.

У насосі НН2С, на відміну від насоса НН1, нагнітальний клапан встановлений на нижньому кінці плунжера. Для вилучення всмоктуючого клапана без підйому НКТ використовується уловлювач (байонетний замок), який кріпиться до сідла нагнітального клапана. Уловлювач має дві фігурні канавки для зачеплення. У клітину всмоктувального клапана загвинчений шпиндель (укорочений шток) з двома потовщеними шпильками. Після посадки всмоктуючого клапана в сідло корпусу поворотом колони штанг на 1-2 обороти проти годинникової стрілки домагаються того, що шпильки шпинделя ковзають по канавках уловлювача і всмоктуючий клапан від'єднується від плунжера. Захоплення здійснюється після посадки плунжера на шпиндель при повороті колони штанг за годинниковою стрілкою.

Насос ННБА дозволяє здійснювати форсований відбір рідини із свердловин через НКТ, діаметр яких менший за діаметр плунжера.

Це досягнуто особливою конструкцією його - наявністю автосцепу, що включає зчіп та захоплення, та зливного пристрою. Насос у зібраному вигляді без сцепа спускається у свердловину на НКТ. Потім на штангах спускається зчіп із мірним штоком. Зчіп проштовхує золотник зливного пристрою вниз і зчіпляється із захопленням, закріпленим на плунжері, при цьому зливний отвір закривається. Під час підйому насоса слід підняти колону штанг. При цьому захоплення проштовхує золотник нагору, відкриваючи зливний отвір. Після цього зчіп відокремлюється від захоплення і колона штанг вільно піднімається.

Циліндр вставного насоса(див. рис. 3) спускається всередині труб на колоні штанг і монтується на них за допомогою спеціального замкового з'єднання. Це дозволяє змінювати вставний насос без спуску та підйому труб. Але за однакових діаметрів плунжерів вставний насос вимагає застосування НКТ більшого діаметра.

Свердловинні насоси виконання НВ1С призначені для відкачування із нафтових свердловин малов'язкої рідини.

Насос складається зі складеного циліндра на нижній кінець якого навернуто здвоєний всмоктувальний клапан, а на верхній кінець - замок плунжера, рухомо розташованого всередині циліндра, на різьбові кінці якого нагвинчені: знизу здвоєний нагнітальний клапан, а зверху - клітка плунжера. Для приєднання плунжера до колони насосних штанг насос має шток, нагвинчений на клітину плунжера і закріплений контргайкою. У розточуванні верхнього перекладника циліндра розташований упор, упираючись на який плунжер забезпечує зрив свердловинного насоса з опори.

Свердловинні насоси виконання НВ1Б. Це насоси, за призначенням, конструктивним виконанням, принципом роботи аналогічні насосам виконання НВ1С і відрізняються від них тільки тим, що як циліндр використані цілісні циліндри виконання ЦП, що характеризуються підвищеною міцністю, зносостійкістю і транспортабельністю в порівнянні з циліндрами виконання ЦС.

Свердловинні насоси виконання НВ2 мають сферу застосування аналогічну області застосування свердловинних насосів виконання НВ1, проте можуть бути спущені в свердловини на велику глибину.

Мал. 3. Насоси свердловинні вставні

Конструктивно свердловинні насоси складаються з циліндра з клапаном, що всмоктує, нагвинченим на нижній кінець.

На клапан, що всмоктує, нагвинчений завзятий ніпель з конусом. На верхньому кінці циліндра розташований захисний клапан, що запобігає осадженню піску в циліндрі під час зупинки насоса.

Усередині циліндра рухомо встановлений плунжер із нагнітальним клапаном на нижньому кінці та клітиною плунжера на верхньому кінці. Для приєднання плунжера насоса до колони насосних штанг насос має шток, нагвинчений на клітину плунжера і законтрений контргайкою.

У розточуванні верхнього кінця циліндра розташований упор.

Насос спускається в колону насосно-компресорних труб на колоні насосних штанг і закріплюється в опорі нижньою частиноюза допомогою ніпеля завзятого з конусом. Таке закріплення насоса дозволяє розвантажити від пульсуючих навантажень.

Ця обставина забезпечує застосування на великих глибинах свердловин.

Циліндрисвердловинних насосіввипускають у двох виконаннях:

® ЦБ - цілісний (безвтулковий), товстостінний;

® ЦС - складовий (втулковий).

Циліндр втулкового насоса складається з кожуха, в якому розміщені втулки. Фіксація втулок у кожусі забезпечується гайками.

Втулки піддаються впливу змінного внутрішнього гідравлічного тиску, обумовленого стовпом рідини, що відкачується, і постійного зусилля, що виникає в результаті торцевого обтиснення робочих втулок. Втулки всіх насосів за різних внутрішніх діаметрів мають однакову довжину - по 300 мм.

Втулки всіх насосів виготовляють трьох типів: леговані зі сталі марки 38ХМЮА, сталеві зі сталі марок 45 і 40Х, чавунні марки СЧ26-48.

Леговані втулки виготовляють тільки тонкостінними, сталеві - тонкостінні, зі збільшеною товщиною стінки і товстостінні, чавунні - товстостінні.

Для збільшення довговічності внутрішню поверхню втулок зміцнюють фізико-термічними методами: чавунні загартовують струмами високої частоти, сталеві азотують, цементують, нітрують. Внаслідок цієї обробки твердість поверхневого шару становить до 80 HRc.

Механічна обробка втулок полягає в шліфуванні та хонінгуванні. Основні вимоги до механічної обробки – високий клас точності та чистоти внутрішньої поверхні, а також перпендикулярність торців до осі втулок.

Макрогеометричні відхилення внутрішнього діаметра втулки мають бути не більше 0,03 мм. Площина торцевих поверхонь повинна забезпечувати рівномірну безперервну пляму по фарбі не менше 2/3 товщини стінок втулки.

Ціліснотягнуті циліндри являють собою довгу сталеву трубу, внутрішня поверхня якої робоча. Труба при цьому відіграє роль циліндра і кожуха одночасно. Подібна конструкція позбавлена ​​таких недоліків як негерметичність між торцями робочих втулок, викривлення осі циліндра. При цьому збільшується жорсткість насоса і створюється можливість використовувати плунжер великого діаметра при однаковому в порівнянні з насосом втулковому зовнішньому діаметрі.

Плунжерглибинного насоса є сталеву трубуз внутрішнім різьбленням на кінцях. Для всіх насосів довжина плунжера є постійною і становить 1200 мм. Їх виготовляють із сталі 45, 40Х або 38ХМЮА. За способом ущільнення зазору циліндр – плунжер розрізняють повністю металеві та гумовані плунжери. У парі металевий плунжер – циліндр ущільнення створюється нормованим зазором великої довжини, у гумованих – за рахунок манжет або кілець, виготовлених з еластомеру або пластмаси.

В даний час застосовують плунжери (рис. 4):

а) з гладкою поверхнею;

б) з кільцевими канавками;

в) з гвинтовою канавкою;

г) з кільцевими канавками, циліндричною розточкою та скошеним кінцем у верхній частині («піскобрей»);

д) манжетні плунжери;

е) гумовані плунжери.

а - гладкий (виконання Р); б - з кільцевими канавками (виконання); в - з гвинтовою канавкою (виконання); г - типу "піскобрей" (виконання П); д – манжетний, гумований плунжер; 1 – корпус плунжера; 2 - гумове кільце, що самоущільнюється; 3 - набухають гумові кільця.

Насосні штанги

Штанги насосні призначені для передачі зворотно-поступального руху плунжеру насоса (рис. 5). Виготовляються переважно з легованих сталей круглого перерізудіаметром 16, 19, 22, 25 мм, довжиною 8000 мм та укорочені – 1000, 1200, 1500, 2000 та 3000 мм як для нормальних, так і для корозійних умов експлуатації.

Мал. 5 – Насосна штанга

Шифр штанг – ШН-22 означає: штанга насосна діаметром 22 мм. Марка сталей – сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА та 15Х2НМФ з межею плинності від 320 до 630 МПа. Насосні штанги застосовуються у вигляді колон, складених із окремих штанг, з'єднаних за допомогою муфт.

Муфти штангові випускаються: сполучні типуМШ (рис. 6) – для з'єднання штанг однакового розміру та перекладні типу МШП – для з'єднання штанг різного діаметру.

Для з'єднання штанг застосовуються муфти - МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означає діаметр штанги, що з'єднується по тілу (мм). АТ «Очерський машинобудівний завод» виготовляє насосні штанги з одновісно-орієнтованого склопластику з межею міцності не менше 800 МПа. Кінці (ніпелі) штанги виготовляються зі сталей. Діаметри штанг 19, 22, 25 мм, довжина 8000 – 11000 мм.

Мал. 6 – Сполучна муфта насосної штанги:

а - виконання I; б - виконання II

Переваги: ​​зниження ваги штанг в 3 рази, зниження енергоспоживання на 18 - 20%, підвищення корозійної стійкості при підвищеному вмісті сірководню та ін.

Устаткування установки штангового глибинного насоса (УШГН)

Видобуток нафти за допомогою штангових насосів – найпоширеніший спосіб штучного підйому нафти. Відмінна особливість ШСНУ полягає в тому, що в свердловині встановлюють плунжерний (поршневий) насос, який приводиться в дію поверхневим приводом колоною за допомогою штанг.

Перед іншими механізованими способами видобутку нафти УШГН мають такі переваги:

володіння високим коефіцієнтом корисної дії;

проведення ремонту можливе безпосередньо на промислах;

для первинних двигунів можна використовувати різні приводи;

установки ШГН можуть застосовуватися в ускладнених умовах експлуатації - в піскопроявних свердловинах, за наявності у видобутій нафті парафіну, при високому газовому факторі, при відкачуванні корозійної рідини.

Є у штангових насосів та недоліки. До основних недоліків відносяться: обмеження по глибині спуску насоса (чим глибше, тим вища ймовірність обриву штанг); мала подача насоса; обмеження по нахилу стовбура свердловини та інтенсивності його викривлення (незастосовні у похилих та горизонтальних свердловинах, а також у сильно викривлених вертикальних)

Конструктивно обладнання УШГН включає наземну і підземну частину.

До наземного обладнання належать:

· Привід (верстат-качалка) - є індивідуальним приводом глибинного штангового насоса, що спускається в свердловину і пов'язаного з приводом гнучким механічним зв'язком - колоною штанг;

· гирла арматура із сальниками полірованого штока призначена для ущільнення штока та герметизації гирла свердловини.

До підземного обладнання належать:

· Насосно-компресорні труби (НКТ), що є каналом, по якому рідина, що видобувається, надходить від насоса на денну поверхню.

· глибинний насос, призначений для відкачування зі свердловини рідини, обводненої до 99% з температурою не більше 130°С вставного або не вставного типів

· Штанги - призначені для передачі зворотно-поступального руху плунжеру глибинного насоса від верстата - гойдалки і є своєрідним штоком поршневого насоса.

На малюнку 1 представлена ​​схема штангової свердловинно-насосної установки (УШГН).

Малюнок 1. Схема штангової свердловинно-насосної установки (УШГН)

1 – експлуатаційна колона; 2 - всмоктуючий клапан; 3 – циліндр насоса; 4 – плунжер; 5 – нагнітальний клапан; 6 – насосно-компресорні труби; 7 – насосні штанги; 8 – хрестовина; 9 - гирловий патрубок; 10 – зворотний клапан для перепуску газу; 11 – трійник; 12 - гирловий сальник; 13 - гирловий шток; 14 - канатна підвіска; 15 – головка балансиру; 16 – балансир; 17 – стійка; 18 - балансирний вантаж; 19 – шатун; 20 - кривошипний вантаж; 21 - кривошип; 22 - редуктор; 23 - ведений шків; 24 - клинопасова передача; 25 - електродвигун на поворотній санці; 26 - провідний шків; 27 – рама; 28 - блок керування.

Установка працює наступним чином. Плунжерний насос приводиться в дію від верстата-качалки, де обертальний рух, що отримується від двигуна за допомогою редуктора, кривошипно-шатунного механізму і балансира, перетворюється на зворотно-поступальний рух, що передається плунжеру штангового насоса через колону штанг. Під час плунжера вгору в циліндрі насоса знижується тиск і нижній (всмоктуючий) клапан піднімається, відкриваючи доступ рідини (процес всмоктування). Одночасно стовп рідини, що знаходиться над плунжером, притискає до сідла верхній (нагнітальний) клапан, піднімається вгору та викидається з НКТ у робочий маніфольд (процес нагнітання).

При ході плунжера вниз верхній клапан відкривається, нижній клапан тиском рідини закривається, а рідина, що знаходиться в циліндрі, перетікає через порожнистий плунжер НКТ.

Малюнок 2. Верстат-качалка типу СКД

1 - підвіска гирлового штока; 2 – балансир з опорою; 3 – стійка (піраміда); 4 – шатун; 5 - кривошип; 6 – редуктор; 7 - ведений шків; 8 – ремінь; 9 – електродвигун; 10 - провідний шків; 11 - огорожа; 12 – поворотна плита; 13 – рама; 14 - противагу; 15 – траверса; 16 - гальмо; 17 – канатна підвіска.

Верстат-гойдалка (рисунок 2) є індивідуальним приводом свердловинного насоса.

Верстат-гойдалка повідомляє штангам зворотно-поступальний рух, близький до синусоїдального. СК має гнучку канатну підвіску гирлового штока та відкидну або поворотну головку балансиру для безперешкодного проходу спуско-підйомних механізмів (талевого блоку, гака, елеватора) під час підземного ремонту.

Балансир хитається на поперечній осі, укріпленої в підшипниках, і зчленовується з двома масивними кривошипами за допомогою двох шатунів, розташованих по обидва боки редуктора. Кривошипи з рухомими противагами можуть переміщатися щодо осі обертання головного валу редуктора на ту чи іншу відстань уздовж кривошипів. Противаги необхідні для врівноважування верстата-гойдалки.

Всі елементи верстата-гойдалки: стійка, редуктор, електродвигун кріпляться до єдиної рами, яка закріплюється на бетонному фундаменті.

Крім того, всі СК мають гальмівний пристрій, необхідний для утримання балансиру і кривошипів в будь-якому заданому положенні. Точка зчленування шатуна з кривошипом може змінювати свою відстань щодо центру обертання перестановкою пальця кривошипа в той чи інший отвір. Цим досягається поступова зміна амплітуди коливань балансиру, тобто. довжина ходу плунжера.

Оскільки редуктор має постійне передатне число, то зміна частоти хит досягається тільки зміною передавального числа клинопасової трансмісії і зміною шківа на валу електродвигуна на більший або менший діаметр.

Свердловинні штангові насоси є гідравлічною машиною об'ємного типу, де ущільнення між плунжером та циліндром досягається за рахунок високої точностіїх робочих поверхонь та регламентованих зазорів.

Конструктивно всі насоси свердловин складаються з циліндра, плунжера, клапанів, замка (для вставних насосів), приєднувальних і настановних деталей. При конструкції насосів дотримується принцип максимально можливої ​​уніфікації зазначених вузлів та деталей для зручності заміни зношених деталей та скорочення номенклатури потрібних запасних частин.

Насоси застосовуються такими видами:

· Невставні

· Вставні.

Невставні насоси спускаються у напіврозібраному вигляді. Спочатку на НКТ спускають циліндр насоса. А потім на штангах спускають плунжер із зворотним клапаном. Невставний насос простий за конструкцією. Циліндр невставного насоса кріпиться безпосередньо на колоні НКТ, зазвичай, у нижній її частині. Нижче циліндра знаходиться замкова опора, в якій замикається всмоктувальний клапан. Після спуску в свердловину циліндра та замкової опори починається спуск плунжера на колоні штанг. Коли в свердловину спущено ту кількість штанг, яка необхідна для заходу плунжера в циліндр і посадки клапана, що всмоктує, на замкову опору, проводиться остаточне підганяння висоти підвіски плунжера. Всмоктуючий клапан опускається в свердловину, закріплений на нижньому кінці плунжера за допомогою захватного штока. Коли клапан, що всмоктує, приводить у дію замкову опору, остання замикає його за допомогою механічного замка або фрикційних манжет. Потім плунжер звільняється від клапана, що всмоктує, шляхом обертання штангової колони проти годинникової стрілки. Після цього компонування плунжера піднімається від клапана, що всмоктує, на висоту, необхідну для вільного ходу плунжера вниз.

Тому при необхідності заміни такого насоса доводиться піднімати із свердловини спочатку плунжер на штангах, а потім і НКТ із циліндром.

Вставні штангові насоси спускають у свердловину у зібраному вигляді. Попередньо в свердловину опускається замкова опора або поряд з останньою НКТ.

Залежно від умов у свердловині в неї опускається нижній механічний замок або нижній замок манжетного типу, якщо насос із замком внизу, або механічний верхній замок або верхній замок манжетного типу, якщо насос із замком нагорі. Потім свердловину на колоні штанг опускається вся насосна установка з вузлом посадки на замкову опору. Після фіксації насоса на замковій опорі підганяють висоту підвіски плунжера так, щоб він знаходився якомога ближче до нижньої основи циліндра. У свердловинах з більшим вмістом газу бажано виконати підвіску так, щоб рухомий вузол насоса майже торкався нижньої основи циліндра, тобто. довести до мінімуму відстань між всмоктуючим та нагнітальним клапаном при ході плунжера вниз. Відповідно для зміни такого насоса не потрібно зайвий раз робити спуск-підйом труб. Вставний насос працює за тим же принципом, що й не вставний.

І той і інший вид насоса має свої переваги, так і недоліки. Для будь-яких конкретних умов застосовують найбільш підходящий тип. Наприклад, за умови вмісту нафти великої кількості парафіну переважно застосування невставних насосів. Парафін, відкладаючись на стінках НКТ може заблокувати можливість підняття плунжера вставного насоса. Для глибоких свердловин краще використовувати вставний насос, щоб знизити витрати часу на спуск-підйом НКТ при зміні насоса.

Розрізняють такі типи свердловинних насосів (рисунок 3):

НВ-1 - вставні із замком нагорі;

НВ-2 - вставні із замком внизу;

ПН - невставні без уловлювача;

НН-1 - невставні із захватним штоком;

НН-2С - невставні з уловлювачем.

В умовному позначенні насоса, наприклад НН2БА-44-18-15-2, перші дві літери і цифра вказують тип насоса, наступні літери - виконання циліндра і насоса, перші дві цифри - діаметр насоса (мм), наступні довжину ходу плунжера (мм ) та натиск (м), зменшені в 100 разів і остання цифра - групу посадки.

Рисунок 3. Типи свердловинних штангових насосів

Застосування насосів ПН переважно у свердловинах з великим дебітом, невеликою глибиною спуску та великим міжремонтним періодом, а насоси типів НВ у свердловинах з невеликим дебітом, при великих глибинах спуску. Чим більша в'язкість рідини, тим вище група посадки. Для відкачування рідини з високою температуроюабо підвищеним вмістом піску та парафіну рекомендується використовувати насоси третьої групи посадки. При великій глибині спуску рекомендується використовувати насоси з меншим проміжком.

Насос вибирають з урахуванням складу рідини, що відкачується (наявності піску, газу і води), її властивостей, дебіту і глибини його спуску, а діаметр НКТ - в залежності від типу і умовного розміру насоса.

Принцип роботи насосів ось у чому. При ході плунжера вгору міжклапанному просторі циліндра створюється розрядження, рахунок чого відкривається всмоктувальний клапан і відбувається заповнення циліндра. Наступним ходом плунжера вниз міжклапанний об'єм стискається, рахунок чого відкривається нагнітальний клапан і рідина, що надійшла в циліндр, перетікає в зону над плунжером. Періодичні переміщення вверх і вниз, що здійснюються плунжером, забезпечують відкачування пластової рідини і нагнітання її на поверхню в порожнину труб. При кожному наступному ході плунжера в циліндр надходить майже одне і те ж кількість рідини, яка потім перетворюється на труби і поступово піднімається до гирла свердловини.

Більшість видобувного фонду свердловин нафтовидобувних підприємств обладнується штанговими насосними установками. Контроль роботи штангових насосів здійснюється, як відомо, за допомогою динамометрування. Тобто за допомогою зняття діаграми зміни навантаження на гирловий шток при ході вгору-вниз.

Навичка читання динамограм, уміння їх правильно інтерпретувати необхідно як фахівцям технологічної служби нафтовидобувного підприємства, і фахівцям геологічної служби.

Інженерам-технологам динамограми допомагають у прийнятті рішень про необхідність поточного ремонту свердловини (ТРС) або, наприклад, необхідність гарячої обробки свердловини для видалення відкладень парафіну без залучення бригади ТРС.

Фахівцям геологічної служби навичка читання динамограм необхідна як перший етап в аналізі причин зниження дебіту свердловини. Якщо динамограма «робоча», то справа не в насосі. Значить, можна переходити до пошуку «геологічних» причин зниження дебіту.

Теоретична динамограма

Перш ніж перейти до аналізу реальних динамограм необхідно розібратися з теоретичною динамограмою.

Як відомо, динамограма– це діаграма зміни навантаження на гирловий шток, залежно від його ходу. Теоретична динамограма– це така ідеалізована динамограма, яка не враховує сили тертя, інерційні та динамічні ефекти, що виникають у реальних умовах. Через такі ефекти прямі лінії теоретичної динамограми перетворюються на хвилеподібні, характерні для реальної. Також в теоретичній динамограмі передбачається повне заповнення циліндра штангового насоса, тобто коефіцієнт подачі насоса дорівнює 1, чого в реальних умовах ніколи не буває (коефіцієнт подачі насоса зазвичай менше одиниці).

Теоретична динамограма має форму паралелограма (рисунок 1).

Малюнок 1. Динамограма теоретична

Малюнок 2. Схема ШГН

Крапка Ана динамограмі – це крайнє нижнє положення плунжера насоса. Відрізок AB- хід нагору полірованого штока. При цьому відбувається деформація (розтяг) штанг, але плунжер насоса все ще знаходиться в крайньому нижньому положенні. Відрізок BC- хід вгору полірованого штока та плунжера насоса.

Крапка C- крайнє верхнє положення плунжера насоса. Відрізок CD- хід униз полірованого штока. При цьому відбувається деформація (стиснення) штанг, але плунжер насоса все ще знаходиться у крайньому верхньому положенні. Відрізок DA- хід вниз полірованого штока та плунжера насоса

Загалом нічого складного. Ліва частина динамограми характеризує роботу насоса при знаходженні плунжера в нижньому положенні і відповідно роботу клапана насоса, що всмоктує. Права частина динамограми – роботу насоса при знаходженні плунжера у верхньому положенні та відповідно роботу викидного клапана насоса.

Маючи на руках динамограму роботи насоса, можна розрахувати дебіт рідини свердловини. Динамограф, яким і знімають динамограми, видає в тому числі й інформацію про кількість хитань (у хвилину) верстата-качалки та довжину ходу плунжера. Знаючи, який насос спущений у свердловину, розрахувати дебіт не складає труднощів. Формула для розрахунку теоретичногодебіту рідини:

Q т = 1440 · π /4 · D² · L · N

де
Q т- Дебіт рідини (теоретичний), м 3 /сут
D- Діаметр плунжера, м
L- Довжина ходу, м
N- Число коливань, кач. / хв.

Довжину ходу та кількість хитань, як я вже сказав, нам видає динамограф разом із динамограмою. Діаметр плунжера зазвичай вказаний у назві насоса. Наприклад, у насоса НГН-2-44 діаметр плунжера 44 мм, НГН-2-57 відповідно 57 мм.

Для того, щоб отримати фактичнийдебіт рідини свердловини, необхідно отриманий за формулою результат помножити на коефіцієнт подачі насоса ( η ), який як ми вже знаємо завжди менше одиниці.

Приклади реальних динамограм

Фактичні динамограми мають безліч форм і різновидів. Усі їх тут розглянути не вийде, наведу лише кілька характерних прикладів:

Вплив газу, неповне заповнення плунжера

Не працюють обидва клапани

Обрив або відворот штанг

Вихід плунжера із циліндра насоса

Відкладення парафіну

Перш ніж закінчити статтю, розглянемо ще одне питання:

Як часто знімають динамограми?

Політика різних нафтовидобувних компаній щодо частоти зняття динамограм може відрізнятись. Але, як правило, динамограми знімають 1 раз місяць на звичайному нічим не ускладненому фонді свердловин.

При необхідності динамограми знімають частіше (наприклад, раз на тиждень) на фонді свердловин, ускладнених частими відкладеннями парафіну. Також динамограми знімають за наявності відповідних показань (як кажуть медичні працівники). Наприклад, при зниженні дебіту рідини свердловини, при підвищенні динамічного рівня, після зміни параметрів роботи штангового насоса (довжина ходу, кількість хитань) та інших.

Якщо на свердловині проводилися геолого-технічні заходи (ГТМ), після запуску свердловини до виходу їх у режим динамограми знімаються, зазвичай, щодня. Те саме можна сказати і про нові свердловини запущені з буріння.

Загальні відомості

Найбільш поширений спосіб видобутку нафти – застосування штангових свердловинних насосних установок(Рис.1). Дебіт свердловин, обладнаних ШГН, становить від кількох сотень кілограмів до кількох десятків тонн. Насоси спускають на глибину від кількох сотень метрів до 2000 м (в окремих випадках до 3000 м).

Обладнання ШСНУ включає:

Наземне встаткування.

Фонтанна арматура.

Обв'язка гирла свердловини.

Верстат-гойдалка.

Підземне встаткування.

Насосно-компресорні труби.

Насосні штанги

Штанговий насос свердловин.

Різні захисні пристрої (газовий або пісочний якір, фільтр тощо)

У свердловині, обладнаній ШСНУ, подача рідини здійснюється глибинним насосом плунжерним, який приводиться в дію за допомогою спеціального приводу (верстата-качалки) за допомогою колони штанг. Верстат-гойдалка перетворює обертальний рух електродвигуна на зворотно-поступальний рух підвіски штанг.

Верстати-качалки – індивідуальний механічний привід ШСН (табл.19).

Таблиця 19

Верстат-гойдалка	Число ходів балансиру за хв.	маса, кг	Редуктор
СКД4-2,1-1400
СКД6-2,5-2800
СКД8-3,0-4000
СКД10-3,5-5600
СКД12-3,0-5600

У шифрі верстата - гойдалки типу СКД, наприклад СКД78-3-4000, зазначено: літери - верстат гойдалки дезаксіальний, 8 - найбільше навантаження Р max на головку балансиру в точці підвісу штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - найбільша довжина ходу гирлового штока м; 4000 - найбільший крутний момент, що допускається, М кр max на веденому валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10 -2 кН·м).

Верстат-гойдалка (рис.20) є індивідуальним приводом свердловинного насоса.

Таблиця 20

Верстат-гойдалка	Довжина гирлового штока, м	Число коливань балансиру, мін	Потужність електродвигуна, кВт	маса, кг
СКС8-3,0-4000
ПНШ 60-2,1-25

Основними елементами СК є рама (21), стійка (8) з балансиром (13), два кривошипи (15) з двома шатунами (14), редуктор (16), клинопасова передача (18), електродвигун (19) і блок управління, що підключається до промислової лінії силової електропередачі.

Рама виконана із профільованого прокату у вигляді двох полозів, з'єднаних між собою поперечками. На рамі кріпляться усі основні вузли СК.

Стійка виконана з профільованого прокату чотириногої конструкції з поперечними зв'язками.

Балансир складається з дугової головки (10) та тіла балансиру (13) одноблочної конструкції.

Опора балансира створює шарнірне з'єднання балансира з траверсою та шатунами.

Траверса призначена для з'єднання балансу з двома паралельно працюючими шатунами.

Шатун представляє сталеву трубну заготовку, яка з одного кінця притискається до пальця, а з іншого шарнірно до траверси.

Кривошип перетворює обертальний рух веденого валу редуктора у вертикальний зворотно-поступальний рух колони штанг.

Редуктор призначений для зменшення частоти обертання, що передається від електродвигуна кривошипам верстата-качалки. Редуктор - двоступінчастий, із циліндричною шевронною зубчастою передачею.

Гальмо (22) виконане у вигляді двох колодок, що кріпляться до редуктора.

Клинопасова передача з'єднує електродвигун і редуктор і складається з клиноподібних ременів, шківа редуктора та набору швидкозмінних шківів.

Електродвигун - асинхронний, трифазний з підвищеним пусковим моментом, короткозамкнутий, закритий.

Поворотна санка (23) під електродвигун служить для швидкої зміни та натягу клиноподібних ременів.

Підвіска гирлового штока призначена для з'єднання гирлового штока (7) з СК. Вона складається з канатної підвіски (12) та верхніх і нижніх траверс (9).

Для герметизації гирлового штока фонтанна арматура обладнується сальниковим пристроєм. Устьовий шток з'єднується за допомогою колони штанг із плунжером глибинного штангового насоса.

Свердловинні штангові насоси (ОСТ 26-26-06-86) є надійним та економічним експлуатаційним обладнанням нафтових свердловин, що широко застосовуються для відбору пластової рідини (суміші нафти, води та газу).

Показники для нормальної роботиштангових насосів:

· температура рідини, що перекачується - не більше 130 С

· Обводненість рідини, що перекачується - не більше 99%

· В'язкість рідини - не більше 0,025 Па_с

· Мінералізація води - до 10 мг/л

· максимальна концентрація механічних домішок – до 1,3 г/л

· Концентрація сірководню - не більше 50 мг/л

· водневий показник попутної води (рН) 4,2-8

Насос працює в такий спосіб. При ході плунжера вгору в міжклапанному просторі циліндра створюється розрідження, за рахунок чого відкривається клапан, що всмоктує (кулька піднімається з сідла) і циліндр заповнюється при закритому нагнітальному клапані. Наступним ходом плунжера вниз міжклапанний об'єм стискається, відкривається нагнітальний клапан і рідина, що надійшла в циліндр, перетікає в зону над плунжером при закритому всмоктувальному клапані. Переміщення вгору і вниз, що періодично здійснюються плунжером, забезпечують відкачування пластової рідини і нагнітання її на земну поверхню.

Свердловинні штангові насоси являють собою вертикальну одноступінчасту і одноплунжерну конструкцію одинарної дії з цілісним нерухомим циліндром, рухомим металевим плунжером, нагнітальним клапанами, що всмоктують.

· Деталі насоса виготовлені з високолегованих та спеціальних сталей та сплавів;

· Циліндр насоса товстостінний з хромованим покриттям та азотуванням 70 HRC, довжина циліндра 4200мм;

· Плунжер з вуглецевої сталі з хромованим покриттям та азотуванням 67-71 HRC зовнішньої поверхні;

· Непрямолинійність насоса 0,08 мм на довжині 1000 мм;

· Шорсткість поверхні циліндра та плунжера 0,2мкм;

· Клапанні пари з матеріалу типу стелліт або карбід вольфраму;

· На нижній (зовнішній) стороні насоса нарізана трубне різьбленнядля підвішування «хвостовика» або додаткового обладнання(фільтра, ДПЗ тощо)

· У верхній частині насоса (не вставного) вкручується патрубок довжиною 0,5 м з муфтою для роботи з ключами та елеватором при спуску його в свердловину.

ШГН випускаються двох типів:

· Вставні

НВ1 - насос свердловинний вставний з цільним циліндром та верхньою замковою опорою.

· Невставні (трубні)

НН2Б - свердловинний насос не вставний з цілісним циліндром і зливним клапаном.

В даний час в основному застосовуються

· Невставні насоси типу НН-2Б з умовним розміром (діаметром плунжера) 32, 44, 57 і 68мм, а також

· Вставні насоси НВ1Б -28, НВ1Б - 32, НВ1Б - 44 і НВ1Б - 57мм з верхньою замковою опорою.

До умовного позначення входять:

тип насосу;

виконання по циліндру;

умовний розмір (діаметр плунжера);

хід плунжера мм зменшений в 100 разів;

напір насоса в м зменшений у 100 разів;

група посадки;

виконання за стійкістю до середовища;

конструктивні особливості;

Приклади умовних позначеньнасоса:

НВ1БП - 44-18-12-2-І ОСТ26-16-06-86 - насос вставний, виконанням по циліндру Б (товстостінний, безвтулковий, цільний), для експлуатації з підвищеним вмістом піску (більше 1,3 г/л.) , умовним розміром (діаметром) 44 мм, ходом плунжера 1800мм, напором 1200м, 2 групи посадки та зносостійкий до агресивного середовища - І.І.

1 – замок; 2 – шток; 3 - упор; 4 – контргайка; 5 – клітина плунжера; 6 – циліндр; 7 – плунжер; 8 – нагнітальний клапан; 9 - всмоктуючий клапан

НН2Б-57-30-12-1 ОСТ 26-16-06-86 - насос не вставний, виконанням по циліндру Б (товстостінний, безвтулковий, цільний), умовним розміром (діаметром) 57мм, ходом плунжера 3000м0, напором 1 посадки, нормального виконання по стійкості до середовища, що відкачується.

1 – циліндр; 2 – шток; 3 – клітина плунжера; 4 – плунжер; 5 – нагнітальний клапан; 6 - шток уловлювача; 7 - всмоктуючий клапан; 8 – сідло конуса;

Штангові насоси за ОСТ 26-16-06-86 відповідає СТ – РЕВ 4355-83, ГОСТ 6444-86.

Таблиця №21.

Виконання насоса	Умовні розміри (мм)	Різьблення штанг (мм)	Довжина ходу плунжера (мм)
	44/28,57/32,70/44

Тип насосів:

НВ1 - вставні із замком нагорі

НВ2 - вставні із замком внизу

ПН - невставні без уловлювача

НН1 - невставні із захватним штоком

НН2 - невставні з уловлювачем

Б - циліндр насоса безвтулковий

С – циліндр насоса з втулками

Класифікація насосів по конструктивним особливостям- області застосування.

Т - з порожнім (трубчастим) штоком, що забезпечує підйом рідини по каналу колони порожнистих штанг

А - з причепленням (автосцепом) (тільки для ПН), що забезпечує зчепленням колони штанг з плунжером насоса.

Д1 - одноступінчасті, двоплунжерні - що забезпечують створення важкого гідравлічного низу.

Д2 - двоступінчасті, двоплунжерні - що забезпечують двоступінчасте стиснення рідини, що відкачується.

У - з розвантаженим циліндром (тільки для НН2), що забезпечує зняття з циліндра циклічного навантаженняпри роботі.

У зібраному насосі, плунжер змащений веретеною олією, повинен плавно і без заїдань переміщатися по всій довжині циліндра в залежності від групи посадки, зазначеної в таблиці №22.

Зусилля переміщення плунжера у циліндрі насоса (максимальне)

Таблиця №22.

Посадка плунжера в циліндрі насоса характеризується граничними величинами проміжків (на діаметр) між плунжером і циліндром. Залежно від граничних величин проміжків насоси випускаються наступних груп посадки:

"0" група - до 0,045 мм.

«1» група – від 0,020 до 0,070мм

«2» група – від 0,070 до 0,120мм

«3» група – від 0,120 до 0,170мм

Групи посадки плунжера в циліндрі насоса за стандартом АРІ (Американський нафтовий інститут).

Таблиця №23.

Група посадки	Діапазон зазору (мм).

Вхідний контроль штангових насосів

При надходженні ШГН до НГДУ насоси проходять вхідний контроль. Вхідний контроль здійснює служба головного механіка.

Перевірка якості та комплектності

· Перевірка якості та комплектності проводиться в цеху з ремонту ШГН після передачі їх від НГВУ в ТОВ «Нафтопромремонт» згідно з актом передачі.

· Перевірка якості та комплектності насосів проводиться компетентними фахівцями ТОВ «НПР», за потреби у присутності представника НГВУ (власника ШГН) та представника заводу виробника (при виявленні серйозних дефектів) зі складанням відповідного двостороннього акту.

· Допускається здійснювати приймання насосів за якістю в односторонньому порядку за згодою заводу-виробника.

· У день закінчення приймання насосів складається акт, який підписується всіма особами, які брали участь у перевірці якості. До акту додається копія накладної. Акт затверджується головним інженером ТОВ НПР.

· При контролі якості ШГН на зовнішні дефекти звіряється номер, зазначений у паспорті з фактичним, вибитим на перекладачі втулкового циліндра та на розточці цільного безвтулкового циліндра. За відсутності заводського паспорта фіксується фактичний номер насоса.

Насоси бракуються у таких випадках:

· у разі не проходження плунжера в циліндр (для не вставних насосів), з'єднаного з патрубком з НКТ завдовжки не менше 1200 мм;

· у разі розбіжності номера плунжера та його розміру, зазначеного у паспорті з фактичним, при розбіжності номера, але збігу розміру плунжера в експлуатаційний паспорт вносяться фактичні дані;

· при порушенні цілісності покриття хромування (відшарування, ризики, тріщини тощо);

· При виявленні в насосі хоча б однієї деталі, що була в експлуатації;

· При виявленні викривлення або погнутості циліндра насоса;

· при виявленні слідів грубої обробки поверхонь циліндра та плунжера після хромування;

· Перед відправкою ШГН на свердловину зовнішнім оглядом повіряють основні вузли насоса та плавність ходу плунжера в циліндрі.

· За наявності заклинки, ривків, стуків чи неможливості проходження плунжера по всій довжині циліндра насос бракується.

· У вставних насосах додатково перевіряють стан опорного конуса, якість складання, кріплення різьбових з'єднаньта якість посадкової поверхні замкової опори Плунжер вставного насоса витягують для ревізії після відгвинчування завзятого ніпеля.

· Герметичність циліндра в зборі з всмоктуючим клапаном та плунжера з нагнітальним клапаном, для вставних насосів у зборі із замковою опорою, перевіряється опресуванням веретеною олією при температурі 20 С на тиск Р=150атм.

· Після перевірки комплектності та якості ШГН, у ТОВ «НПР» виписується експлуатаційний паспорт насоса, куди заносяться дані про дату перевірки, результати опресування та комплектації.

Транспортування ШГН на свердловину

· На свердловину штангові насоси доставляються на промисловому самонавантажувачі ПС-0,5, з поворотним гідрокраном вантажопідйомністю 5 тн або на будь-якому іншому транспортному засобі, що забезпечує навантаження-розвантаження і транспортування штангових насосів без їх вигину. Щоб захистити насоси від засмічення в кінцеві муфти, необхідно встановлювати спеціальні різьбові пробки (ковпачки), у вставних насосів повинна бути захищена від пошкоджень замкова опора.

· При транспортуванні, ШГН встановлюються на платформі транспортного засобу в похилому положенні, закріплюються від можливого переміщення спеціальними хомутами з гвинтовими затискачами.

· На свердловині насос вивантажується із застосуванням універсальних стропів та захватів за допомогою крана та укладається на чисте горизонтальне місце на 3-4 дерев'яні прокладки або на містки. Скачувати насос із платформи на землю, укладати його на труби, штанги, гирлову арматуру або встановлювати у похилому положенні категорично забороняється.

· Підняті зі свердловини насоси доставляються у ТОВ «НПР» також на транспортних засобахпризначених для перевезення ШГН із жорстким закріпленням. Розбирання насоса на свердловині забороняється.

Організація робіт при ремонті свердловин обладнаних УШДН

Свердловини обладнані УШГН подаються на ремонт за висновком технологічної служби нафтопромислу та на підставі заходів щодо необхідності проведення підземного ремонту.

Підставою для підйому УШГН є зниження чи припинення подачі. Причину несправності слід визначити попередньо за даними динамограми, знятої перед підйомом, і зазначено в експлуатаційному паспорті за підписом технолога нафтопромислу.

У графі причина відмови не допускається загальний запис «немає подання». Остаточне рішення щодо зміни ШДН приймає технолог ЦДНГ та відміткою в експлуатаційному паспорті. Бригада ПРС стає на свердловину для підйому ШГН за наявності повністю заповненого експлуатаційного паспорта.

Необхідний порядок та обсяг робіт на свердловинах обладнаних УШДН формується при складанні план-графіка руху бригад підземного ремонту свердловин НГВУ, на якому присутні представники служб та цехів НДВУ (ЦИТС, ПТО, ЦДНГ, ЦНІПР, ЦПРС).

План-графік руху бригад ПРС (ВРХ) затверджується головним інженером НГВУ.

Для свердловин із часто ремонтованого фонду (3 і більше відмов УШГН за ковзний рік) складається окремий план робіт, який узгоджується нафтопромислом, ЦПРС, ЛТТНД і при розгляді план-графіка ці свердловини включаються в рух бригад.

Обсяг робіт визначається на підставі

· Вивчення режиму експлуатації відмовила УШГН,

· причин відмов попередніх установок,

· Характеристики свердловин,

· виду робіт (зміна УШГН, введення після буріння, переведення на ШГН)

· шаблонування експлуатаційної колони (за наявності затяжок, посадок у процесі СПО обладнання УШГН), спускати шаблон рекомендується до глибини на 150м вище за інтервал перфорації, діаметр шаблону 120мм і довжина 9м;

· скреперування експлуатаційної колони (при затяжках і не проходженні шаблону при СПО, гідравлічним або механічним скрепером до глибини спуску шаблону, з наступним промиванням стовбура свердловини (проводиться не рідше одного разу на три роки або при введенні з бездіяльності - понад 3 роки);

Визначення поточного вибою свердловини здійснюється за заявкою нафтопромислу:

· після очищення вибою жолонкою, промивання;

· після аварії, «польотів» УШГН на забій свердловини;

· При частих відмови УШГН пов'язаних з попаданням в насос піску, мехпримесей, АСПО;

· Після робіт з освоєння пласта або робіт з очищення привибійної зони пласта;

Очищення вибою, промивання свердловини:

· Після проведення соляно-кислотних обробок, інших обробок привибійної зони;

· За результатами вимірювання поточного вибою свердловини;

Технологія ремонту свердловин обладнаних УШДН

· Ремонт свердловин обладнаних ШГН проводять спеціалізовані ремонтні бригади згідно з планом робіт та відповідно до Правил ведення ремонтних робітта інших нормативних актів.

· Перед глушенням свердловини проводиться замір статичного рівня Н ст і пластового тиску Р пл. За результатами виміру нафтопромисел приймає рішення про глушення або ремонт без глушення (відповідно до переліку свердловин узгоджених з УЗСО ГДТН).

· Глушення свердловин проводиться відповідно до діючої у ВАТ «Томскнафта» ВНК інструкції з глушіння свердловин обладнаних УШГН.

Нафтопромисел несе відповідальність за достовірність інформації про підготовленість свердловини до глушіння.

· Результати глушіння оформляються актом із зазначенням типу рідини глушення, її об'єму, щільності, тиску та циклів при глушенні. Акт підписується майстром із глушіння, передається до бригади ПРС і зберігається разом з пусковою документацієюна ремонт свердловини.

· Бригада приступає до ремонту свердловини лише за наявності плану робіт (наряд-замовлення), затвердженого та узгодженого ЦДНГ та ЦПРС, а також повністю заповненого експлуатаційного паспорта на УШГН. Відповідальним за якість заповнення паспорта є технолог нафтопромислу.

Перед ремонтом свердловини необхідно провести наступні підготовчі роботи:

§ закріпити спеціальним затиском полірований шток;

§ демонтувати канатну підвіску;

§ відкинути головку балансира.

Після проведення ремонтних робіт на свердловині бригада ТРС у присутності представника ЦДНГ має викликати подачу та опресувати НКТ насосом із складанням акта про приймання свердловини з ремонту. При герметичності НКТ та стабільній роботі насоса верстат – гойдалка запускається в роботу.

§ Майстер бригади ПРС (ВРХ) заповнює експлуатаційний паспорт ШГН із зазначенням усіх параметрів компонування спущеного підземного обладнання (діаметр НКТ, штанг та кількість, наявність та кількість центраторів, фільтра, ДПЯ тощо)

Акт про здачу свердловини з ремонту підписується після 72 години безвідмовної роботи ШГН представником нафтопромислу. Підставою для підписання акта про здачу свердловини з ремонту є замір дебіту свердловини та динамограма, знята після запуску свердловини. До акту на ремонт свердловини додається експлуатаційний паспорт ШГН, який повинен зберігатися разом з актом, та при подальшому ремонті передаватись ЦПРС із заповненням даних про роботу насоса.

Запуск свердловин обладнаних УШДН

За 2 години до запуску свердловини бригадою ТРС підтверджується заявка на виклик представника нафтопромислу. Заявка передається диспетчеру чи технологу нафтопромислу.

Прийом свердловин обладнаних УШГН із ремонту здійснюється цілодобово. У першу зміну майстром ЦПРС (ВРХ) та майстром нафтопромислу (або особами їх заміщають), у другу зміну старшим оператором ПРС і старшим оператором нафтопромислу.

Перед запуском свердловини з УШГН перевірити справність наземного обладнання:

o на гирловій арматурі - зворотний клапан та засувки, патрубок ехолотування з вільним доступом до нього, пробовідбірний кран на викидній лінії та ін;

o працездатність групової вимірювальної установки «Супутник»;

o герметичність насосно-компресорних труб та СУСГ;

Запуск та виведення свердловини на режим обладнаної УШГН здійснюється оператором з видобутку нафти та газу.

Оператор з видобутку нафти виконує все необхідні операціїз гирловою арматурою, колектором, АГЗУ «Супутник» забезпечує контроль за величиною подачі зі свердловини та передачу даних диспетчеру (технологу) нафтопромислу.

Контроль за зміною рівня рідини в затрубному просторі та динамометрування свердловин здійснює оператор з дослідження або оператор видобутку нафти (не рідше одного разу на добу вимірює Ндін, Рз, та динамометрування).

Відповідальність за виведення свердловин на режим, своєчасне відключення насосної установки при позаштатних режимах, або запуск при неготовності обладнання (несправність АГЗУ «Супутник», негерметичність засувок, зворотного клапанана затруб'я та ін) несе технологічна служба нафтопромислу та майстер бригади видобутку. Рішення про спосіб виведення на режим або зупинення насоса для усунення виявлених неполадок приймає провідний технолог нафтопромислу.

· Перед спресуванням свердловини визначити подачу, зібрати гирловий сальник (СУСГ) з полірованим штоком, на маніфольдну лінію встановити манометр (шкала не більше 100 атм.).

· Поворотно-поступальним хитанням штанг за допомогою підйомного агрегату підняти тиск на маніфольдній лінії по манометру - 30атм.

· Простежити падіння тиску на манометрі при відкритій затрубній засувці.

УШГН вважається придатним до експлуатації, якщо при опресуванні насос піднімає тиск до 30 атм. і при зупинці коливання падіння тиску не перевищує 5 атм. за 15 хв. При цьому в нижньому сальнику та з'єднаннях фонтанної арматури пропусків газу та рідини не повинно бути.

· Після опресування полірований шток з'єднується з підвісною траверсою і верстат - гойдалка запускається в роботу.

· Протягом 2х годин після запуску, оператора дослідження або оператора д/н необхідно заміряти дебіт свердловини, рівень рідини в затрубному просторі і провести динамометрування. У разі низької (високої) посадки плунжера, удару верхньої муфти штанг про СУСГ, бригада ПРС проводить повторне припасування посадки плунжера.

· Усі документи по свердловині підписуються майстром і технологом нафтопромислу після 72 години безвідмовної роботи підземного обладнання, за умови, що всі зауваження нафтопромислу, зазначені під час приймання свердловини з ремонту, усунуті.

При прийманні свердловини з ремонту до обладнання ШСНУ та території свердловини висуваються такі вимоги:

При крайньому нижньому положенні головки балансира відстань між траверсою підвіски сальникового штока або штангоутримувачем та гирловим сальником має бути не більше 200 мм.

Фланцеві з'єднання фонтанної арматури та обв'язки гирла свердловин повинні бути герметичними і мати повний комплекткріплення.

Гирло свердловини та територія свердловини та обладнання ШГН повинні бути очищені від замазученості, а територія куща свердловин очищена від труб, штанг та обладнання, що використовується при ремонті свердловини.

Виведення свердловин обладнаних УШГН на режим

Метою операції з виведення свердловини з УШГН на режим є забезпечення працездатності насоса початковий періодвведення свердловини в експлуатацію після ремонту.

Перед запуском свердловини обладнаної УШГН

· Перевірити готовність наземного обладнання,

· Виміряти статичний рівень і

· Запустити установку.

В експлуатаційному паспорті зазначити час появи подачі.

Виміряти подачу свердловини (Qж) за допомогою АГЗУ «Супутник», зіставити її з теоретичною продуктивністю спущеного насоса; потім знімається динамограма та відбирається проба рідини.

У початковий період після запуску УШГН здійснюється регулярний контроль за величиною подачі та темпом зниження динамічного рівня. Не допускається відкачування рівня нижче ніж 200м над прийомом насоса.

При виведенні свердловини на режим періодичність вимірювання Н дин. і Q ж повинна визначатися технологічною службою кожної свердловини індивідуально.

Величина динамічного рівня свердловини і працездатність УШГН визначається з допомогою ехолота і динамографа.

У зимовий часУ разі тривалої зупинки свердловини на приплив повинні бути передбачені заходи від заморожування колектора.

Час виведення режим визначається кожної свердловини індивідуально.

Свердловина вважається виведеною режим, якщо результати 3х вимірювань динамічного рівня виконані з інтервалом щонайменше 1 години близькі за значенням при постійної продуктивності.

Виконавцю робіт із виведення на режим свердловини з УШГН (оператору видобутку або оператору дослідження) щозмінно передавати інформацію диспетчеру нафтопромислу.

Після виведення на режим свердловини з УШГН через 1 добу виконати

· Вимір динамічного рівня Н дин.,

· продуктивність свердловини Q ж,

· Відбір проб рідини на обводненість продукції та на вміст хутра. домішок,

· Зняти динамограму.

Заповнити відповідні графи експлуатаційного паспорта на УШГН за виведенням її на режим при необхідності з додатком підтверджуючих документів (динамограми, результатами вимірів тощо).

Експлуатація свердловин з УШГН

· Після виведення свердловини на встановлений режим, нафтопромисел дає заявку на виконання робіт з дорівноваження верстата-качалки.

· Протягом двох діб з моменту запуску УШГН, нафтопромисел здійснює контроль за її роботою. Надалі контроль за роботою свердловини проводиться динамометруванням, вимірами дебіту рідини, гирлових тисків та динамічного рівня.

· Протягом перших двох тижнів роботи УШГН, нафтопромисел проводить комплекс досліджень на свердловині для визначення оптимального режиму роботи спущеного насоса.

· Будь-яка зміна режимів роботи свердловини обладнаної УШГН має бути обґрунтовано розрахунками. Відповідальним за своєчасне проведення розрахунків та систематичне внесення змін режиму роботи УШГН є технолог нафтопромислу.

Постійно діюча комісія з розслідування передчасних відмов УШГН проводить розслідування причин відмов насосів з напрацюванням до 100 діб.

Періодичність контролю за роботою свердловин з УШГН

Таблиця №24

Контрольований параметр	Метод контролю	Періодичність контролю
1. Навантаження на штанги та подача	Динамометрування	Після запуску скв.і виведення на режим При зміні режиму роботи Перед ПРС Поточний контроль не менше 2 разів на місяць.
Замір дебіту рідини з одно- тимчасове відбиття рівня.	За лічильниками АГЗУ та хвилемірів.	Після запуску та виведення на режим вкв. У разі зміни режиму роботи. Перед ПРС.
Відбір проб рідини на обводненість (%)	Після виведення вкв. на режим. У разі зміни режиму роботи. Поточний контроль не менше одного разу на місяць.
4. Відбір проб на КВЧ	Після запуску та виведення скв.на режим. 4.2. Поточний контроль не менше одного разу на місяць.

Дані експлуатації повинні своєчасно заноситись до експлуатаційного паспорта УШГН, відповідальним за заповнення паспорта є технолог нафтопромислу.