|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТСтр 1 из 3Следующая ⇒
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ На эксплуатацию скважин оборудованных Штанговыми скважинными насосными установками Белебееского месторождения (А41-05127-0298 3 класса опасности) Шкаповского месторождения (А41-05127-0299 3 класса опасности) Сатаевского месторождения (А41-05127-0300 3 класса опасности) Орловского месторождения (А41-05127-0301 3 класса опасности) Демского месторождения (А41-05127-0302 3 класса опасности) Исламгуловского месторождения (А41-05127-0303 3 класса опасности) Южно-Шафрановского месторождения (А41-05127-0304 3 класса опасности) Ново-Пчелинского месторождения (А41-05127-0305 3 класса опасности) Аксаковского месторождения (А41-05127-0306 3 класса опасности) Привольненского месторождения (А41-05127-0307 3 класса опасности) Шкаповского ЦДНГ НГДУ «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть-Добыча»
Г.Ишимбай, 2015г ЛИСТ СОГЛАСОВАНИЙ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ РЕГЛАМЕНТУ
Содержание
1. ИНФОРМАЦИЯ О ДОКУМЕНТЕ.........................................................................................3 1.1. Общие сведения о документе..................................................................................................3 1.2. Назначение документа.............................................................................................................3 1.3. Область применения...............................................................................................................3 1.4. Вводимые определения терминов, сокращений и ролей......................................................5 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА ............................6 2.1. Наземное оборудование скважины.........................................................................................6 2.2. Глубинное оборудование.......................................................................................................14 2.3. Дополнительное оборудование.............................................................................................23 3. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.................................................24 3.1. Входной контроль (контроль качества) штанговых насосов.............................................24 3.2. Испытания скважинных штанговых насосов......................................................................25 4. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА...............................................……..27 5. КЛАССИФИКАЦИЯ ВЗРЫВООПАСНЫХ ОБЪЕКТОВ ПО ПОЖАРООПАСНОСТИ............27 6. НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА….........................…...........................…….27 6.1. Маркировка, упаковка, транспортировка, хранение насосов............................................27 7. КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА…..................................…………….28 8. ТРАНСПОРТИРОВКА ШСНУ НА СКВАЖИНУ..............................................................28 9. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА И ПОДБОР СКВАЖИННОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ.................................................................................................29 9.1. Подбор скважинных штанговых насосов............................................................................29 10. РЕМОНТ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШГН............................................................33 11. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА.……..................................................................................................................…40 11.1. Запуск и вывод на режим скважин, оборудованных СШН..............................................40 12. ПОРЯДОК ВЫЯВЛЕНИЯ ПРИЧИН ПРЕЖДЕВРЕМЕННОГО ВЫХОДА ИЗ СТРОЯ СШН....47 13. БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА…...........................……..........…49 14. НАЗНАЧЕНИЕ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ (ШВН)..................................52 15. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ.................................................................................................55 15.1. Внешние нормативные и распорядительные документы...................................................55 15.2. Внутреннние нормативные и распорядительные документы............................................55 ПРИЛОЖЕНИЕ А (РЕКОМЕНДУЕМОЕ).....................................................................................56
Информация о документе
Общие сведения о документе Настоящий Регламент определяет порядок единых требований к организации работ по эксплуатации нефтяных скважин являющимися ОПО, оборудованных установками скважинных штанговых насосов на месторождениях НГДУ «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Устанавливает единый порядок работ и единую систему технической документации для руководства при осуществлении выбора, монтажа, обслуживания УСШН.
Срок действия настоящего Регламента устанавливается в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 г. № 101) и равен 5 годам.
При наличии изменений и дополнений, внесение которых не затрудняет пользование Регламента, или при их отсутствии срок действия Регламента продлевается еще на 5 лет, но не более одного раза. По истечении двух пятилетних сроков Регламент подлежит обязательному пересмотру. Согласование пересмотренного Регламента проводится в организации в соответствующих технических службах и утверждается главным инженером НГДУ «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Регламент пересматривается досрочно в случае: - введения в действие федеральными органами исполнительной власти Российской Федерации новых положений и ограничений, которые противоречат пунктам или разделам Регламента; - аварий, происшедших по причине недостаточного отражения в Регламенте безопасных условий эксплуатации; - наличия принципиальных изменений в технологии, аппаратурном оформлении, внесение в Регламент которых потребует изменения значительного количества разделов и пунктов.
Инициаторами внесения изменений в Регламент является ПТО НГДУ «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть-Добыча».
Изменения в Регламент вносятся, в случаях: изменения законодательства РФ, изменения организационной структуры или полномочий руководителей, совершенствования системы нормативного обеспечения бизнеса и т.п.
Назначение документа ЦЕЛИ Настоящий Регламент разработан с целью введения единых требований к выбору добывающего скважинного оборудования, монтажу и обслуживанию установок скважинных штанговых насосов на месторождениях НГДУ «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть-Добыча». ЗАДАЧИ Основной задачей Регламента является технологическое сопровождение работ по эксплуатации нефтяных скважин оборудованных установками скважинных штанговых насосов на месторождениях НГДУ «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть-Добыча».
Область применения Настоящий документ обязаны знать и использовать в работе следующие должностные лица: Таблица 1. Область применения
1.4. Вводимые определения терминов, сокращений и ролей Таблица 2. Перечень сокращений
Таблица 3. Перечень терминов
Техническая характеристика | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Рабочее давление арматуры в сборе, МПа: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| - при подвижном штоке сальника устьевого | 4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| - при неподвижном устьевом штоке | 14 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Условный проход запорных устройств и элементов обвязки, мм | 50 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Диаметр насосно-компрессорных труб, мм Присоединительная резьба на патрубке устьевом – трубная обсадная по ГОСТ 632-80: | 73 146/168 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Габаритные размеры, мм: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| - длина/ ширина/ высота 3250±50 / 714 / 1390±50 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Межцентровое расстояние между осями патрубка устьевого и муфты переходной коллектора, мм 2500±50 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Масса, кг: 195 (205)
В состав оборудования входят устьевой колонный патрубок с одинарным или двойным уплотнением, вкладыш устьевой, линия выкидная, СУСГ, муфта переходная и запорные устройства. Запорные устройства представлены угловыми вентилями ВУС 50-16. Подвеска насосно-компрессорных труб конусная с уплотнениями из резиновых манжет. Может иметь концентрическую (тип А) и эксцентрическую (тип Б) расположенную резьбовую часть для подвески НКТ. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Рис. 3. Арматура устьевая АУШГН 146 (168)-14 ТУ 3665-23-00135645-99
1 — корпус; 2 — фланец переводной; 3 — сальник устьевой; 4 — пробка М42; 5 — клапан обратный; 6 — вентиль пробоотборный; 7 — быстросъемное соединение БРС 2”; 8 — вентиль угловой 50х40; 9 — манометр; 10 — вентиль манометровый.
В конусном вкладыше (рис. 3) предусмотрена пробка М42 для установки лубрикатора и спуска геофизических приборов в межтрубное пространство.
Для перепуска газа (жидкости) из затрубного пространства в выкидную линию предусмотрен перепускной клапан 5.
· САЛЬНИКИ УСТЬЕВЫЕ САМОУСТАНАВЛИВАЮЩИЕСЯ (СУС)
Сальник устьевой самоустанавливающийся предназначен для герметизации устья скважины в месте прохождения полированного устьевого сальникового штока.
Сальник СУС состоит из самоустанавливающейся шаровой головки и тройника. Шарнирное соединение обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины (не более 3 град.). Шаровая головка в тройнике удерживается крышкой, закреплённой двумя откидными болтами и гайками. Конструкция сальника, с двойным уплотнением, обеспечивает замену сальниковой набивки без глушения скважины. Конструкция СУС позволяет извлекать на поверхность плунжер трубного насоса или вставной насос целиком без разъединения выкидной линии и снятия тройника. Для этого достаточно раскрепить откидные болты и снять корпус сальника.
Рис. 4. Устьевой самоустанавливающийся сальник (а—СУС1—73—31; б—СУС2А—73—31)
1 — тройник; 2 — втулка нижняя; 3 — вкладыш; 4 — стопор; 5 — кольцо уплотнительное; 6 — манжетодержатель; 7 — крышка шаровая; 8 — уплотнительная набивка; 9 — головка шаровая; 10 — вкладыш; 11 — грундбукса; 12 — крышка головки; 13 — гайка; 14 — болт откидной; 15 — палец; 16 — шплинт; 17 — гайка накидная; 18 — ниппель; 19 — наконечник; 20 — полированный сальниковый шток
Сальник рассчитан на давление 14 МПа, выпускается в двух исполнениях:
ü СУС-1 – с одинарным уплотнением (для скважин, ремонтируемых без глушения, в соответствии со списком скважин, не требующих глушения, согласованным с Ростехнадзором);
ü СУС-2 – с двойным уплотнением (для скважин 1 и 2 категорий опасности газоводонефтепроявления).
Технические характеристики СУС приведены в таблице 4.
Таблица 4. Технические характеристики устьевых сальников
| Показатели | Исполнение СУС-1-73-31 | Исполнение СУС-2А-73-31 |
| Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80, мм | 73 | 73 |
| Диаметр устьевого штока, мм | 31 | 31 |
| Рабочее давление (при неподвижном штоке и затянутой сальниковой набивкой), МПа | 7 | 14 |
| Рабочее давление при подвижном устьевом штоке, МПа | 4 | 4 |
| Габариты, мм | 350× 182× 407 | 350× 182× 528 |
| Масса, кг | 21 | 24 |
· ПОЛИРОВАННЫЙ УСТЬЕВОЙ САЛЬНИКОВЫЙ ШТОК
Устьевые штоки изготавливают из круглого стального проката твердостью НВ 241 (не более). Устьевой шток должен быть термически обработан (нормализован) и обработан в соответствии с действующими техническими условиями. Полированный устьевой сальниковый шток должен иметь чистую гладкую поверхность с шероховатость не более Rа – 0, 8, без трещин, раковин. На обоих концах штока нарезается резьба по ГОСТ 13877-96.
Шток соединяется со штангой при помощи штанговой муфты. Техническая характеристика сальниковых штоков приведена в таблице 5.
Таблица 5. Техническая характеристика сальниковых штоков
| Показатели | ШСУ-31-2600 | ШСУ-31-4600 | ШСУ-31-5600 | ШСУ-31-6100 |
| Наибольшая нагрузка на шток, кН | 65 | 65 | 65 | 65 |
| Присоединительная резьба насосных штанг, мм | ШН22 | ШН22 | ШН22 | ШН22 |
| Диаметр, мм | 31 | 31 | 31 | 31 |
| Длина, мм | 2600 | 4600 | 5600 | 6100 |
| Масса, кг | 15 | 27 | 33 | 36 |
Длина полированного штока выбирается в зависимости от длины хода станка-качалки, в соответствии таблицы 6.
Таблица 6. Применяемая длина сальникового штока от длины хода станка-качалки
| Максимальная длина хода станка- качалки | 900 | 1800 | 3000 | 4500 | 6000 |
| Длина сальникового штока (мм) | 2600 | 4600 | 5600 | 7100 | 8100 |
Применение обычной насосной штанги вместо полированного штока запрещается, так как приведет к разрушению герметизирующей набивки СУС и нарушению герметичности устьевого оборудования.
· ПОДВЕСКА ПОЛИРОВАННОГО УСТЬЕВОГО САЛЬНИКОВОГО ШТОКА
Подвеска устьевого сальникового штока предназначена для соединения сальникового штока с головкой балансира станка-качалки, кроме того, при помощи канатной подвески может регулироваться посадка плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан, или выхода плунжера из цилиндра. Состоит из нижней траверсы, в которую вварены две втулки клиновидных планок для крепления концов канала, подъёмных винтов с конусной заточкой в верхней части верхней траверсы, клиновидных плашек для зажима сальникового штока, зажимной гайки.
Рис. 5. Подвеска полированного устьевого сальникового штока ПСШ
Глубинное оборудование
В глубинное оборудование входят насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, скважинный штанговый насос с фильтром или входным модулем. Кроме того, глубинное оборудование может включать различные дополнительные устройства (газовые и песочные якоря, хвостовики, глубинные дозаторы и т.д.), присоединяемые к приемному патрубку насоса и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ, парафин).
· НАЗНАЧЕНИЕ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
ШГН являются оборудованием нефтяных скважин, предназначенным для подъема скважинной (пластовой жидкости) на поверхность. Принцип работы штангового насоса заключается в следующем: при ходе плунжера вверх всасывающий клапан открывается, и пластовая жидкость под действием пластового давления поступает в цилиндр, заполняя его, нагнетательный клапан при этом закрыт давлением столба жидкости в НКТ и жидкость, находящаяся в над плунжерном пространстве, выталкивается в НКТ.
При ходе плунжера вниз, под плунжером создается повышенное давление жидкости, под действием которого всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, и жидкость через нагнетательный клапан, поступает во внутреннюю полость плунжера и надплунжерное пространство. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх – вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости на устье скважины.
ШГН выпускаются следующих типов:
Ø НВ-1 – вставные с замком наверху
Ø НВ-2 – вставные с замком снизу
Ø НН – невставные (трубные) со сбивным клапаном
Ø НН-2 – невставные с ловителем
Однако приведенное соответствие не является абсолютным, т.к. ШГН имеют значительные отличия по конструкции, исполнению, размерам (условный диаметр и длина), узлам крепления, клапанам и т.д.
· ИСПОЛНЕНИЯ ШГН
По конструкции (исполнению) цилиндра:
Б – с толстостенным цельным цилиндром (безвтулочный);
С – с составным цилиндром (втулочный).
По конструктивным особенностям, определяемым функциональным назначением (область применения).
Т – с полым (трубчатым) штоком, обеспечивающим подъем жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;
А – со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), для сцепления колонны насосных штанг с плунжером насоса.
Д1 – одноступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие откачку высоковязкой жидкости;
Д2 - одноступенчатые, двухплунжерные с двухступенчатым сжатием откачиваемой жидкости;
У – с разгруженным цилиндром (только для насосов НН 2), снимающим циклическую нагрузку при работе.
По стойкости к среде:
Без обозначения – нормальные, т.е. стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1, 3 г/л.
И – абразивостойкие (износостойкие), т.е. стойкие к среде содержащей механические примеси более 1, 3 г/л.
· ОБОЗНАЧЕНИЯ ШГН
В условное обозначение штанговых насосов входят:
ü тип насоса;
ü исполнение по цилиндру;
ü условный размер;
ü ход плунжера в мм, уменьшенный в 100 раз;
ü напор в метрах, уменьшенный в 100 раз;
ü группа посадки.
Таблица 9. Таблица соответствия насосов по ОСТ и API
| Тип насосов | Обозначение по АР I SPEC 11АХ | Обозначение по ОСТ 26-16-06-86 |
| Вставные толстостенные насосы с верхним замковым креплением | 20-106-RHAM –X-X-X | НВ1Б-29-Х-Х |
| 20-125-RHAM-X-X-X | НВ1Б-32-Х-Х | |
| 20-150-RHAM-X-X-X | НВ1Б-38-Х-Х | |
| 20-175-RHAM-X-X-X | НВ1Б-44-Х-Х | |
| Вставные толстостенные насосы с нижним замковым креплением | 20-106-RHBM-X-X-X | НВ2Б-29-Х-Х |
| 20-125-RHBM-X-X-X | НВ2Б-32-Х-Х | |
| 20-150-RHBM-X-X-X | НВ2Б-38-Х-Х | |
| 20-175-RHBM-X-X-X | НВ2Б-44-Х-Х | |
| Трубные насосы | 20-125-THM-X-X-X | НН2Б-32-Х-Х |
| 20-175-THM-X-X-X | НН2Б-44-Х-Х | |
| 20-225-THM-X-X-X | НН2Б-57-Х-Х | |
| 20-275-THM-X-X-X | НН2Б-70-Х-Х |
Таблица 10. Таблица соответствия насосов ГОСТ, ОСТ и API
| Тип насосов | Обозначение по АР I SPEC 11АХ | Обозначение по ГОСТ Р51891-2002 | Обозначение по ОСТ 26-16-06-86 |
| Вставные толстостенные насосы с верхним замковым креплением
| 20(25)-106-RHAM –8-4-4 | 60(73)-НВ1Б-27(29)-18-12 | НВ1Б- 27(29)-18-15 |
| 20(25)-125-RHAM-10-6-4 | 60(73)-НВ1Б-32-30-18 | НВ1Б-32-30-22 | |
| 20(25)-150-RHAM-14-4-4 | 60(73)-НВ1Б-38-35-12 | НВ1Б-38-35-15 | |
| 25-175-RHAM-14-4-4 | 73-НВ1Б-44-35-12 | НВ1Б-44-35-15 | |
| Вставные толстостенные насосы с нижним замковым креплением | 25-106-RHBM-8-4-4 | 73-НВ2Б-27(29)-18-12 | НВ2Б-27(29)-18-15 |
| 25-125-RHBM-10-6-4 | 73-НВ2Б-32-30-18 | НВ2Б-32-30-22 | |
| 25-175-RHBM-14-4-4 | 73-НВ2Б-44-35-12 | НВ2Б-44-35-15 | |
| Трубные насосы | 20-125-THM-X-X-X | 60-НН2Б-32-Х-Х | НН2Б-32-Х-Х |
| 25-175-THM-X-X-X | 73-НН2Б-44-Х-Х | НН2Б-44-Х-Х | |
| 25-225-THM-X-X-X | 73-НН2Б-57-Х-Х | НН2Б-57-Х-Х | |
| 30-275-THM-X-X-X | 89-НН2Б-70-Х-Х | НН2Б-70-Х-Х |
Кроме ШГН стандартного исполнения на объектах нефтедобычи также используются специальные насосы – НРП, предназначены для добычи эмульсионной нефти и обводненной жидкости с высоким газосодержанием на приёме насоса. Специальный насосы обеспечивает раздельный приём воды и нефтегазовой смеси от пласта до насоса и раздельный ввод указанных компонентов в цилиндр насоса.
Применение ШГН НРП позволяет увеличить отбор жидкости за счет обеспечения раздельного ввода и вывода нефти и воды из цилиндра, что устраняет условия образования стойких водонефтяных эмульсий в лифте.
· КОНСТРУКЦИЯ НАСОСА
Скважинные штанговые насосы состоят из следующих основных частей (рис. 6): цилиндра 1, плунжера 2, нагнетательного 3 и всасывающего 4 клапанов и замковой опоры 5.
| 1 |
| 5 |
| 2 |
Рис. 6. Схема насоса
| 4 |
| 3 |
Вставные насосы характеризуются тем, что монтаж комплектного насоса в колонну НКТ, а также его демонтаж осуществляется вместе с насосными штангами; при установке насос крепится в опоре (якорном башмаке) колонны НКТ.
При использовании автосцепа первый спуск насоса в скважину производится совместно с колонной НКТ (без насосных штанг) с последующим спуском и автоматическим сцеплением колонны штанг с плунжером насоса.
По виду исполнения вставные насосы отличаются:
Ø по типу рабочего цилиндра – с тонкостенным или толстостенным цилиндром.
Ø по типу крепления – с замком в нижней или верхней части насоса.
По стандарту АРI SPEC 11AX крепление различается на механическое и манжетное.
Трубные насосы применяются преимущественно для откачки больших объемов жидкости с небольшой глубины. Ограниченность глубины отбора обусловлена максимальной предельной нагрузкой на колонну НКТ.
Таблица 11. Штанговые насосы по ОСТ 26-16-06-86
| Исполнение насоса | Условные размеры (мм) | Резьба штанг (мм) | Длина хода плунжера (мм) |
| НВ1Б | 28, 32, 38, 44, 57 | 19/22/25 | 1200-6000 |
| НВ2Б | 32, 38, 44, 57 | 19/22/25 | 1800-6000 |
| НН2Б | 32, 44, 57, 70, 95 | 19/22/25 | 1200-3600 |
| НВ1С | 28, 32, 38, 44, 57 | -//- | 1200-3600 |
| НН2С | 32, 44, 57, 70, 95 | -//- | 1200-3600 |
| НН1С | 28, 32, 44, 57 | -//- | 900 |
| НН2ВУ | 44, 57 | -//- | 1800-3500 |
| ННБА | 70, 95, 102 | -//- | 2500-4500 |
| НВ1Б...И | 28, 32, 44, 57 | -//- | 1200-6000 |
| НН2Б...И | 32, 44, 57, 70, 95 | -//- | 1200-4500 |
| НВ1БТ...И | 44, 57 | -//- | 1200-3000 |
| НН2БТ...И | 44, 57 | -//- | 1200-3000 |
| НВ1БД1 | 38/47, 57/44 | -//- | 1800-3500 |
| ННБД1 | 44/28, 57/32, 70/44 | -//- | 1800-3000 |
| НВ1БД2 | 35/57 | -//- | 1800-3500 |
Условные обозначения насосов расшифровываются следующим образом:
Первая группа букв и цифра указывают тип насоса, следующие буквы – исполнение по цилиндру и специальное использование; далее следует условный размер насоса (мм), для двухплунжерных насосов условный размер указывается дробью (в числителе – верхнего плунжера, в знаменателе – нижнего).
Следующие цифры обозначают:
§ длина хода плунжера S(мм), уменьшенная в 100 раз;
§ напор Н (м), уменьшенный в 100 раз. И группа посадки;
§ номер отраслевого стандарта
Пример:
Насос НВ1Б-44-35-15-0 ОСТ 26-16-06-86
Насос типа НВ1, исполнение цилиндра – Б (безвтулочный), условный диаметр 44 мм., длина хода плунжера 3500 мм, напор 1500 м, группа посадки – 0, нормальное исполнение по стойкости к среде, соответствует отраслевому стандарту ОСТ 26-16-06-86.
Тот же насос специального использования Т и абразивостойкого исполнения: НВ1БТ-44-35-15-0-И ОСТ 26-16-06-86
Таблица 12. Применения штанговых насосов в зависимости от параметров откачиваемой жидкости
| Параметры жидкости | НВ1Б, НВ2Б, НВ1С, НН2С, НН2Б, НН1С, НН2БУ, ННБА. | НВ1Б….И, НН2Б….И, НВ1БТ…И, НН2БТ…И | НВ1БД1, ННБД1 | НВ1БД2 |
| Содержание механических примесей, г/л. | < 1, 3 | > 1, 3 | < 1, 3 | |
| Вязкость жидкости, не более Па*с | 0, 025 | 0, 30 | 0, 025 | |
| Минерализация воды (г/л) не более | - | 10 | - | - |
| Объемное содержание свободного газа (%), не более | - | 10 | - | - |
| Содержание сероводорода (мг/л), не более | - | 50 | - | - |
| рН | 4, 2 – 6, 8 | 6 - 8 | 4, 2 – 6, 8 | - |
Все насосы, кроме исполнения Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные.
Насосы имеют четыре группы посадки, в зависимости от размера зазора между плунжером и цилиндром. В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром предусмотрены группы посадок (Таблицы 15, 16).
Таблица 13. Размеры зазора между плунжером и цилиндром (мм)
|
Группа Посадки насоса |
Исполнение насоса | |
| Б | С | |
| 0 1 2 3 | < 0, 045 0, 01 – 0, 007 0, 06 – 0, 12 0, 11 – 0, 17 | < 0, 045 0, 02 – 0, 007 0, 07 – 0, 12 0, 12 – 0, 17 |
Группы посадки плунжера в цилиндре насоса по стандарту АРI Spec 11AX
Таблица 14. Группа посадки насоса в зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром
| Группа Посадки | Минимальный Зазор (мм) | Максимальный зазор с учетом полей пусков цилиндра и плунжера (мм) |
| 1 2 3 4 5 | 0, 025 0, 050 0, 075 0, 1 0, 125 | 0, 088 0, 113 0, 138 0, 163 0, 188 |
Таблица 15. Теоретическая производительность скважинных штанговых насосов
|
Условный Размер Насоса | Идеальная подача насоса, м3/сут при ходе плунжера в мм | |||||
| 1200 | 1500 | 1800 | 2500 | 3000 | 3500 | |
| 29 | 11, 4 | 14, 2 | 17, 1 | 23, 8 | 28, 5 | - |
| 32 | 13, 9 | 17, 3 | 20, 5 | 28, 5 | 34, 2 | 40, 0 |
| 44 | 26, 2 | 32, 8 | 40, 2 | 55, 8 | 67, 0 | 78, 1 |
| 57 | 44 | 55 | 66, 4 | 92, 3 | 110, 7 | 129, 2 |
| 70 | 66, 4 | 83 | 99, 7 | 138, 4 | 166, 1 | 193, 8 |
Цилиндры глубинных насосов выполняются двух конструктивных исполнений: толстостенные и тонкостенные. Размеры цилиндров приведены в таблице 16 (по АРI) и таблице 17 (по ОСТ).
Длины цилиндров по АРI: 8, 9, 10, 11, 12 футов (соответственно 2, 4383; 2, 743; 3, 048; 3, 353; 3, 6576 м).
Для изготовления цилиндров используются углеродистые и легированные стали, адмиралтейская латунь, монель-металл и др.
Наиболее распространены цилиндры из углеродистой стали с жестким хромовым покрытием СR(67…71 НRC), толщина покрытия не менее 0, 076 мм), толстостенные цилиндры из легированной стали 38Х2МЮА с упрочнением внутренней поверхности ионным азотированием до твердости, 66…72 НRC с глубиной азотирования 0, 2-0, 4 мм.
Толстостенные цилиндры используются в насосах с удлинителями:
ü вставные – с удлинительными муфтами;
ü трубные – с удлинительными ниппелями.
Стандартные длины удлинителей по АРI Spec 11AX (в футах):
ü удлинительные муфты: ½ (15, 24см); 1 (30, 48см); 1½ (45, 72см); 2 (60, 96см); 3 (91, 44см).
ü удлинительные ниппели: 2 (60, 96см), 3 (91, 44см).
Максимальная разность размеров внутреннего диаметра одного цилиндра 0, 03 мм.
Допуск прямолинейности оси канала цилиндра – 0, 1 мм на длине 1 м.
Таблица 16. Основные размеры цилиндров штанговых насосов по API Spec 11AX
|
Исполнение Цилиндра |
Условный Размер Насоса |
Размеры, мм | |||
|
Внутренний диаметр |
Наружный диаметр | ||||
| Номинал, мм | Предельное отклонение, мм | Номинал, мм | Предельное отклонение, Мм | ||
| Толстостенный вставного типа | 29 32 44 | 26, 988 31, 75 44, 45 | +0, 05 | 34, 13 40, 75 53, 80 | +0, 25 -0, 1 |
| Толстостенный трубного типа | 32 44 57 | 31, 75 | +0, 05 | 40, 75 | +0, 25 -0, 1 |
| 44, 45 57, 15 | +0, 05 | 57, 64 70, 34 | +0, 3 -0, 2 | ||
| Тонкостенный вставного типа | 32 | 31, 75 | +0, 05 | 38, 10 | +0, 25 -0, 2 |
Таблица 17. Характеристика безвтулочных цилиндров насосов (размеры в миллиметрах)
|
Шифр цилиндра |
Условный размер насоса |
Наружный диаметр цилиндра D | Номинальный внутренний диаметр цилиндра d+0, 05 |
Условный Размер Насоса |
Внутренний диаметр, мм | ||
|
Допустимый диапазон Включительно |
Основное исполнение | ||||||
| Номинал | Предельное отклонение | ||||||
| 29 | 28, 6 – 29, 05 | 29, 0 | +0, 05 | ||||
| 32 | 31, 75 – 32, 4 | 31, 75 | |||||
| 44 | 43, 6 – 44, 5 | 44, 45 | |||||
| 57 | 56, 6 – 57, 2 | 57, 15 | |||||
| 70 | 69, 6-70, 03 | 69, 85 | |||||
· ПЛУНЖЕРЫ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ
Плунжеры глубинных насосов изготавливаются из углеродистой, нержавеющей и высоколегированной сталей с твердохромированным, твердосплавным покрытием или азотированными в зависимости от геолого-технических условий добычи.
Плунжеры насосов изготавливаются следующих исполнений:
Ø П1Х – гладкий, с твёрдым хромовым покрытием наружной поверхности;
Ø П2Х – с кольцевыми канавками, с твёрдым хромовым покрытием наружной поверхности;
Ø П1А – гладкий, с азотированной наружной поверхностью;
Ø П2А – с кольцевыми канавками, с азотированной наружной поверхностью;
Ø П1И – гладкий, с упрочнением наружной поверхности наплавкой порошком из износостойкого сплава;
Ø П2И - с кольцевыми канавками, с упрочнением наружной поверхности наплавкой порошком из износостойкого сплава.
Плунжер, смазанный маслом, должен без заеданий перемещаться по всей длине цилиндра с усилиями, не превышающими указанными в таблице 20. Усилие перемещения плунжера в цилиндре проверяется без всасывающего и нагнетательного клапанов.
Таблица 20. Распределение усилий перемещения плунжера в цилиндре
|
Условный Размер Насоса |
Тип Опоры |
Условный размер опоры, мм |
Условный размер Насоса, мм |
Рабочее Давление, Мпа |
Мин. Усилие Срыва Замка, кн |
Масса, кг, Не более | ||
| Диаметр | Длина | |||||||
| ОМ | 60 | 29; 32 | 35 | 3, 0 | 73 | 350 | 5, 5 | |
| 73 | 38; 44 | 30 | 3, 5 | 89 | 385 | 8, 5 | ||
| 89 | 57 | 25 | 3, 5 | 108 | 455 | 14, 5 | ||
| НМ | 60 | 29; 32 | 35 | 3, 0 | 73 | 210 | 3, 5 | |
| 73 | 38; 44 | 30 | 3, 5 | 89 | 235 | 5, 1 | ||
| 89 | 57 | 25 | 3, 5 | 108 | 265 | 7, 5 | ||
| Арланского типа | 73 | 27; 32 | 30 | 3, 5 | 73 | 160 | 2, 9 | |
| 73 | 38; 44 | 30 | 3, 5 | 89 | 145 | 2, 6 | ||
| 89 | 38; 44 | 25 | 3, 5 | 89 | 160 | 5, 9 | ||
· НАСОСНЫЕ ШТАНГИ
Насосные штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Выпускают штанги диаметром 12; 16; 19; 22; 25; 28 мм и длиной 8 м. Для подбора длины колонны штанг при подгонке плунжера выпускаются штанги длиной 1; 1, 2; 1, 5; 2 и 3 м. Для изготовления штанг применяются стали марок 40 (углеродистая); 20НМ (никель – молибденовая); 30ХМА (хромисто-марганцовистая).
Штанговая колонна – элемент ШСНУ, служащий для передачи возвратно-поступательного движения от станка-качалки к плунжеру скважинного штангового насоса. Штанговая колонна является основной составной частью штанговой глубинно-насосной установки.
Насосная штанга – составная часть колонны насосных штанг, имеющая на концах соосную резьбу для последовательного соединения с другими насосными штангами, преимущественно с помощью штанговых муфт.
Соединительная штанговая муфта – штанговая муфта с одинаковыми резьбами на обоих концах, предназначена для соединения насосных штанг между собой.
Переводная штанговая муфта – муфта с резьбами для соединения штанг разных условных диаметров.
Основные параметры насосных штанг и штанговых муфт идентифицированы ГОСТ 13877 (Таблицы 24, 25).
Штанги стандартной длины – 7620; 8000; 9140 мм.
Укороченной длины- 610; 915; 1000; 1220; 1500; 1830; 2000; 2440; 3050; 3660 мм.
Таблица 24. Конструктивные длины штанг при стандартной длине
|
Условный размер штанг |
Условный размер штанг |
Тип опоры |
Условный размер насоса |
Рабочее давление, Мпа |
Масса, Кг, Не более | ||||||||||||||||||||||||
| Диаметр | Длина | ||||||||||||||||||||||||||||
| ОМ | 60 | 27; 32 | 35 | 3, 0 | 73 | 370 | 5, 5 | ||||||||||||||||||||||
| 73 | 38; 44 | 30 | 3, 5 | 89 | 385 | 8, 5 | |||||||||||||||||||||||
| 89 | 57 | 25 | 3, 5 | 108 | 455 | 14, 5 | |||||||||||||||||||||||
| НМ | 60 | 27; 32 | 35 | 3, 0 | 73 | 210 | 3, 5 | ||||||||||||||||||||||
| 73 | 38; 44 | 30 | 3, 5 | 89 | 235 | 5, 1 | |||||||||||||||||||||||
| 89 | 57 | 25 | 3, 5 | 108 | 265 | 7, 5 | |||||||||||||||||||||||
Таблица 28. Минимальное усилие срыва якоря с седла конуса
| Условный размер насоса | Минимальное усилие срыва якоря c седла конуса, кн |
| 27 и 32 | 0, 57 |
| 38 и 44 | 2, 10 |
| 57 | 2, 76 |
| 70 | 4, 28 |
| 95 | 4, 50 |
Проверка маркировки, консервации, упаковки и комплектности производится внешним осмотром.
Результаты испытаний на герметичность цилиндра с всасывающим клапаном, плунжера с нагнетательным клапаном, а также группа посадки плунжера в цилиндре должны быть записаны в эксплуатационный паспорт насоса.
Каждый насос обеспечивается эксплуатационным паспортом установленного образца (Приложение 1).
Показатели штанг
Условия эксплуатации штанг
40
Некоррозионная
Нормализация с последующим поверхностным упрочнением ТВЧ
20Н2М
Нормализация
От 27 до 95
Нормализация с последующим поверхностным упрочнением прогревом ТВЧ
Некоррозионная
30ХМА
Нормализация и высокий отпуск с последующим поверхностным упрочнением прогревом ТВЧ
Некоррозионная
15Н3МА
Нормализация с последующим поверхностным упрочнением ТВЧ
Некоррозионная
15Х2НМФ
Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск
15Х2ГМФ
Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск
14Х3ГМЮ
То же
Характеристики агрессивности продукции нефтяных скважин по содержанию в ней коррозионно-активных компонентов (без учета влияния ингибиторов коррозии).
И.1 Условно некоррозионная (некоррозионная группа):
а) до 99% пластовых вод с минерализацией до 10 г/л при отсутствии растворенных Н2S, СО2 и О2;
б) до 50% пластовых вод с минерализацией до 50 г/л при отсутствии растворенных Н2S, СО2 и О2;
в) безводная нефть с содержанием Н2S до 60 мг/л.
И.2 Среднекоррозионная группа:
а) до 99 % пластовых вод с минерализацией до 50 г/л при отсутствии растворенных Н2S, СО2 и О2;
б) до 60% пластовых вод с минерализацией свыше 50г/л при отсутствии растворенных Н2S, СО2 и О2;
в) до 60 % пластовых вод с минерализацией до 100 г/л при отсутствии Н2S, СО2 и О2 (вместе или порознь) до 20 мг/л;
г) до 60 % пластовых вод с минерализацией до 50 г/л и содержанием Н2S до 150 мг/л;
д) безводная нефть с содержанием Н2S до 400 мг/л.
И.3 Высококоррозионная группа:
а) свыше 60 % пластовых вод с минерализацией более 50 мг/л при отсутствии растворенных Н2S, СО2 и О2;
б) свыше 60 % пластовых вод и присутствием Н2S, СО2 и О2 (вместе и порознь);
в) до 60 % пластовых вод с минерализацией более 100 г/л и присутствием Н2S, СО2 и О2 (вместе или порознь) до 20 мг/л;
г) до 60 % пластовых вод с минерализацией свыше 50 г/л и содержанием Н2S до 150 мг/л;
д) безводная нефть с содержанием Н2S свыше 400 мг/л.
Коррозионная активность продукции скважины может зависеть также от ионного состава растворенных солей, концентрации водородных ионов (рН), содержания сернистых соединений, температуры продукции и т.п.
· КОМПОНОВКА НАСОСНЫХ ШТАНГ
В зависимости от режима работы штанговой насосной установки колонна насосных штанг может быть одноступенчатой и многоступенчатой, подбор оценки штанг производится в соответствии с программным продуктом Заказчика. Каждая ступень должна состоять из штанг одного типоразмера. Важно каждую ступень подвески подбирать из штанг одной и той же марки, одного и того же завода-изготовителя. Нельзя допускать перемешивания старых и новых штанг. Переводники штанговые должны изготавливаться из того же материала, что и штанговая колонна. Для работы в ВВН или в условиях образования АСПО нельзя применять полиамидные скребки-центраторы.
В многоступенчатой колонне, как правило, применяют штанги одной марки стали и одного вида термической обработки. Длина каждой ступени должна быть подобрана таким образом, чтобы все ступени колонны были одинаково нагружены по значению приведенного напряжения, а в случае применения штанг из разных марок стали или вида термической обработки – с учетом различия в допустимых приведенных напряжениях.
Значение приведенного напряжения при расчёте штанговых колонн рекомендуется принимать в пределах от 0, 75 до 0, 9 от допускаемого.
На практике, как правило, наиболее точен расчёт колонны штанг по приведенному напряжению, которое выражает связь между пределом усталости симметричного цикла нагружения и предельными напряжениями несимметричного цикла, характерного для работы насосных штанг.
При этом задаются величиной допускаемого приведенного напряжения [σ пр] и определяют фактическое приведенное напряжение σ пр, которое должно быть равным или меньше допускаемого:
σ пр ≤ [σ пр].
Величину приведенного напряжения можно подсчитать по формуле:
, где:
максимальное напряжение,
- амплитуда напряжений, равная половине разницы максимального и минимального напряжений.
Составление одноступенчатых или отдельных ступеней многоступенчатых колонн из штанг различных марок не допускается.
Для форсированных режимов эксплуатации целесообразно применять легированные и углеродистые штанги, штанги закаленные ТВЧ. Для работы с насосами малых диаметров (29, 32, 38 мм) предпочтительнее использовать углеродистые штанги из стали марки 40, согласно расчётам глубин спуска.
· ПОДБОР ЛИФТА НКТ
Диаметр подъемника НКТ определяется в соответствии с моделированием на программах по подбору погружного оборудования. При правильном выборе диаметра НКТ потери напора не должны превышать 15 м на 100 м длины (15%).
Таблица 30. Минимальный условный диаметр НКТ для применения штанг
|
Условный размер штанг | Наружный диаметр муфт полноразмерных (уменьшенного диаметра) |
Напор, м |
Размеры насосов в мм | |||||
| 32 | 44 | 57 | 70 | 95 | ||||
|
Диаметр хвостовика, мм | ||||||||
| 48 | 60 | 73 | 89 | 89 | ||||
|
Длина хвостовика, м | ||||||||
| 100 | 979 | 1182 | 1150 | 1059 | 1109 | |||
| 150 | 969 | 1169 | 1134 | 1043 | 1088 | |||
| 200 | 958 | 1157 | 1119 | 1027 | 1067 | |||
| 250 | 948 | 1144 | 1103 | 1011 | 1046 | |||
| 300 | 938 | 1132 | 1088 | 995 | 1024 | |||
| 350 | 927 | 1120 | 1073 | 979 | 1003 | |||
| 400 | 917 | 1107 | 1057 | 963 | 982 | |||
| 450 | 907 | 1095 | 1042 | 947 | 961 | |||
| 500 | 986 | 1082 | 1026 | 930 | 939 | |||
| 550 | 886 | 1070 | 1011 | 914 | 918 | |||
| 600 | 876 | 1057 | 995 | 898 | 897 | |||
| 650 | 865 | 1045 | 980 | 882 | 876 | |||
| 700 | 855 | 1033 | 964 | 866 | 854 | |||
| 750 | 844 | 1020 | 949 | 850 | 812 | |||
| 800 | 834 | 1006 | 934 | 834 | 791 | |||
| 850 | 824 | 995 | 918 | 818 | ||||
| 900 | 813 | 983 | 903 | 802 | ||||
| 950 | 803 | 970 | 887 | 786 | ||||
| 1000 | 723 | 958 | 872 | 769 | ||||
| 1050 | 782 | 945 | 856 | |||||
| 1100 | 772 | 933 | 841 | |||||
| 1150 | 762 | 921 | 825 | |||||
| 1200 | 751 | 908 | 810 | |||||
| 1250 | 896 | |||||||
| 1300 | 883 | |||||||
| 1350 | 871 | |||||||
| 1400 | 858 | |||||||
| 1450 | 846 | |||||||
| 1500 | 834 | |||||||
· ПОДБОР НАСОСА
Расчет технологического режима и подбор штанговых насосных установок с учетом специфических условий месторождений осуществляется автоматизированными программными комплексами по подбору глубинно-насосного оборудования ПТК «НАСОС».
Расчет и подбор оборудования производится технологической группой ЦДНГ. Методика расчетов ПТК «НАСОС» и вносимые в них изменения должны проходить установленный в Компании порядок утверждения.
Диаметр
Насоса, мм
Расчетное удлинение, мм
L штанг 1200 м
L штанг 1400 м
L штанг 1600 м
S – длина хода устьевого штока.
Следует иметь ввиду, что поднятием штанг на чрезмерно большую величину создаются условия для работы насоса с меньшим КПД из-за увеличения «мёртвого» пространства между клапанами в крайнем нижнем положении плунжера, а также возникает опасность чрезмерного выхода плунжера из цилиндра (трубные насосы), или срыва насоса с замковой опоры (вставные насосы).
После монтажа ШГН бригадой ТКРС производится заполнение эксплуатационного паспорта и делается отметка об имеющихся замечаниях по монтажу насоса.
· ПРИЕМКА СКВАЖИН ПОСЛЕ ТКРС
Приемка скважины после ремонта осуществляется работником ЦДНГ Заказчика при условии исправности внутрискважинного оборудования и правильной подгонке полированного штока.
Качество подгонки полированного штока (хода плунжера) определяются методом динамометрирования.
Низкая посадка плунжера сопровождается появлением в левом нижнем углу динамограммы «петли» или «язычка».
| Р кгс 4454 |
| ∆ =2, 5 |
| 1948 |
| Sд=53, 5мм. |
| 500 |
| 1000 |
| 1500 |
| 2052 Sст мм. |
Рис. 7. Динамограмма ШСНУ при низкой посадке плунжера со стуком его об клетку всасывающего клапана насоса
Низкую посадку плунжера насоса устраняют подъемом штанговой колонны вверх, для чего полированный шток относительно канатной подвески ПКШ перемещают вверх на величину ∆ в мм.
ПРИМЕР: Определение параметров подгонки производится в следующей последовательности: по динамограмме при известном значении стандартной длины хода полированного штока Scт вычисляют масштаб хода штока:
Мs = Scт/Sд,
где: Мs - масштаб хода;
Sст - ход полированного штока по паспорту СК (мм);
Sд - длина динамограммы по горизонтальной оси (мм).
Прикладываем на динамограмму линейку и замеряем длину динамограммы по горизонтальной оси:
Sд = 53, 5 мм
По паспорту СК ближайшее стандартное значение хода полированного штока Sст= 2м = 2000мм. По формуле (1) при известных значениях Sст и Sд определяем масштаб хода полированного штока по динамограмме:
Ms = 2000/53, 5 = 37, 4 м/мм.
Определяем параметр подгонки – ширину «петли»:
∆ = ∆ х Ms = 2, 5 мм × 37, 4 = 94 мм (≈ 10 см).
По динамограмме установили, что при низкой посадке плунжера насоса колонну штанг с полированным штоком необходимо приподнять на 10 см.
При низкой посадке плунжера ШГН скважину не промывают. При низкой посадке плунжера слышен стук, продолжительная работа со стуком может привести к обрыву или отвороту штанг, возможен сход полированного штока с «жустера» и полёт колонны штанг в НКТ.
При низкой посадке плунжера заметно снижается производительность насоса (до 3-5 м³ /сут) и повышается уровень жидкости.
При переподгонке хода плунжера не допускать удара муфты полированного штока об СУСГ, в этом случае рекомендуется уменьшить длину хода полированного штока.
Определение по динамограмме ШСНУ параметра подгонки хода плунжера при высокой посадке.
Признаки по динамограммам при высокой посадке плунжера в насосе:
ü резкое снижение нагрузки на штанги в конце хода вверх, если высокая посадка привела к частичному выходу плунжера из цилиндра насоса. При этом в правой части динамограммы на всю ширину по вертикали прочерчивается «петля» язычком вниз (рис. 7а);
ü стук соединительной муфты полированного штока об СУСГ, а в правом верхнем углу прочерчивается пика или широкий «язычок» (рис. 7в).
| Рис. 7а |
| 4000 |
| 4985 |
| P, КГС |
| 1542 |
| 0 |
| 500 |
| 1000 |
| 1500 |
| 1995 |
| S, мм |
| ∆ = 6мм |
| Sд=57 мм |
| Рис. 7в |
| Р, КГС |
| 5000 |
| 1400 |
| 500 |
| 1000 |
| 1500 |
| 2000 |
| S, мм |
| ∆ |
Высокую посадку устраняют опусканием штанговой колонны с полированным штоком вниз на требуемую величину ∆, в мм.
ПРИМЕР: Параметры подгонки хода полированного штока насоса при высокой посадке вычисляется в следующей последовательности:
ü определяют масштаб хода полированного штока по динамограмме (рис. 6в), для чего прикладывают на динамограмму линейку и замеряют её длину по горизонтали (по оси S).
Sд = 57 мм,
При известных значениях Sст и Sд вычисляют масштаб:
Мs = 2000/ 57 = 35, 1 м/мм
Определяют параметр подгонки – ширину «петли»:
∆ = ∆ × Мs = 6 × 35, 1 = 210 мм (≈ 21 см).
По динамограмме установили, что при высокой посадке плунжера ШСНУ штанговую колонну с полированным штоком необходимо опустить на 21 см.
При пропуске жидкости через приёмный клапан (на основании динамограммы):
ü необходимо произвести обратную промывку в объёме 2-3 м³ после восстановления циркуляции с вынутым плунжером из цилиндра насоса.
ü посадить плунжер на место и сделать динамометрирование при Руст=1, 5 МПа (15 кгс/см² ).
При пропуске жидкости в нагнетательном клапане, сделать обратную промывку в объёме 2-3 м3 при работающем станке-качалке после чего произвести динамометрирование при Руст = 1, 5 МПа (15 кгс/см² ).
Если договорными отношениями Заказчика и Исполнителя установлены гарантийные сроки более 365 суток, то расследованию подвергается всё оборудование, не отработавшее гарантийный срок эксплуатации (но не менее 365 суток).
Расследованию подвергаются все без исключения узлы ШСНУ, УШВН преждевременных отказов (менее 365 суток), поступившие со скважин, кроме скважин с длительным технологическим простоем, т.е. такие по которым после отказа до момента демонтажа прошло более 180 суток.
Отказы, подвергающиеся расследованию – классифицируются, согласно утвержденным в ООО «Башнефть-Добыча» Методические указания «Требования по классификации причин отказов УЭЦН, ШСНУ, УШВН, УЭВН, ОРЭ и анализу работы механизированного фонда скважин» МУ-07-02-2.2-02, действующей версии.
НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
Таблица 37. Внешние нормативные и распорядительные документы
| № п/п | Наименование документа |
| 1 | Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. (Зарегистрировано в Минюсте России 19.04.2013 N 28222) |
| 2 | ГОСТ Р 52203-2004 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия» |
| 3 | АРI SPEC 11B «Технические характеристики для насосно-компрессорных штанг» |
| 4 | ГОСТ Р 51161-2002 «Штанги насосные, устьевые штоки и муфты к ним. Технические условия» |
| 5 | ГОСТ Р 51896-2002 «Насосы скважинные штанговые. Общие технические требования» |
| 6 | ГОСТ 26-16-06-86 «Насосы скважинные штанговые и опоры замковые к ним. Технические условия». |
Таблица 38. Внутренние нормативные и распорядительные документы
| № п/п | Номер документа | Наименование документа |
| 1 | МУ-07-02-03-02 | Методические указания «Порядок расследования причин преждевременных отказов глубинно-насосного оборудования механизированного фонда скважин» |
| 2 | МУ-07-02-2.2-02 | Методические указания «Требования по классификации причин отказов УЭЦН, ШСНУ, УШВН, УЭВН, ОРЭ и анализу работы механизированного фонда скважин» |
| 3 | МУ-50-02-3.2-02 | Методические указания «О порядке оценки технического состояния насосно-компрессорных труб и насосных штанг» |
| 4 | МУ-07-02-4.1-01 | Методические указания «Штанговые скважинные насосные установки» |
| 5 | РИ-42-01-03.1-01 | Рабочая инструкция «Входной контроль материалов, полуфабрикатов, комплектующих изделий и оборудования» |
| 6 | РП-18-00-01-01 | Регламент процесса «Организация проведения текущего и капитального ремонта скважин» |
| 7 | РП-49-03-01-01 | Регламент процесса " Организация претензионной и судебной работы по урегулированию споров с контрагентами" |
Приложение А (рекомендуемое)
Альбом динамограмм электронного динамографа с накладным датчиком нагрузок СШН
Альбом динамограмм электронного динамографа с накладным датчиком нагрузок содержит 17 тематических разделов. В альбом включено более 100 расшифрованных динамограмм работы СШН. По каждой динамограмме даны комментарии, по аномальным динамограммам указаны варианты причин отказов установок СШН, а также технологические приемы восстановления подачи насосов.
Альбом динамограмм предназначен для технологов, мастеров и операторов ЦДНГ.
ПАМЯТКА
оператору, мастеру и технологу ЦДНГ
1 Динамограммы, снятые электронным динамографом с накладным датчиком нагрузок (в дальнейшем - динамограммы ДЭН), качественно отличаются от динамограмм гидравлических динамографов. Основной их отличительный признак - отсутствие нулевой линии «0-0» и наличие этой линии на динамограммах гидравлического динамографа.
2 Динамограммы ДЭН по причине отсутствия линии «0-0» не могут быть расшифрованы по обычной классической схеме - построением теоретической динамограммы.
3 При использовании альбома динамограмм ДЭН следует обратить внимание на уровень жидкости в скважине. В связи с этим мастеру и технологу необходимо помнить, что если:
- по динамограмме утечка в нагнетательной или в приемной частях, то уровень должен быть высоким;
- по динамограмме слабая подача насоса, то уровень должен быть высоким;
- по динамограмме «пробка» в приемной части СШН, то уровень должен быть высоким;
- по динамограмме негерметичность НКТ, то уровень должен быть высоким;
- по динамограмме низкая посадка плунжера (или посадка на «грязь»), то уровень значительно выше приема насоса;
- по динамограмме обрыв (или отворот) штанг - уровень высокий, соответствует статическому уровню (Нст.);
- по динамограмме фонтанирование через насос - то уровень высокий,
- по динамограмме влияние газа на работу СШН (динамограмма как «пистолет» ), то уровень должен быть низким (или у приема насоса);
- по динамограмме слабый приток из пласта (или приток отсутствует полностью) - уровень у приема насоса.
4 При «полете» СШН на забой скважины динамограмма аналогична динамограммам при обрывах (отворотах) штанг, при этом уровень высокий, соответствует статическому (Нст.).
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
Последнее изменение этой страницы: 2019-04-09; Просмотров: 3631; Нарушение авторского права страницы
