Контроль
за работой скважины осуществляется динамометрированием, замерами дебита жидкости, устьевых давлений, динамического уровня. Периодичность контроля параметров следующая;
Таблица
1
Вид замера |
Периодичность |
Замер дебита жидкости |
ежедневно в течение 3-х дней после запуска, |
далее согласно регламенту |
|
Отбор проб на % Н2О |
один раз в декаду, далее согласно регламенту |
ежедневно в течение 3-х дней после запуска, |
|
далее согласно регламенту |
|
ежедневно в течение 3-х дней после запуска, |
|
далее согласно регламенту |
|
Определение коэффициента |
перед внедрением, при оптимизации, |
продуктивности (КВУ) |
далее согласно регламенту |
Отбор проб на КВЧ |
с раствора глушения, и далее 1 раз в |
Динамометрирование |
после запуска скважины, при изменении |
(кроме СК типа ПФ) |
работы скважины и перед ремонтом скважины |
При обрыве или отвороте нижней части штанговой колонны, а
также при наличии заседаний плунжера на ходу и больших
гидравлических сопротивлениях в клапанах, следует применять тяжелый низ для штанговых колонн.
По показаниям динамограммы могут быть определены степень
заполнения цилиндра насоса, герметичность нагнетательного,
всасывающего клапана и колонн насосно-компрес-сорных
труб, степень износа пары «цилиндр-плунжер» насоса, влияние газа на заполнение цилиндра, отворот или обрыв колонны насосных штанг,
заклинивание плунжера в цилиндре и
другие неполадки в работе подземного оборудования.
Профилактический осмотр наземного оборудования
осуществляется 1 раз в три дня. При осмотре работающего станка-качалки оператор
ЦДНГ должен проверять:
— наличие вибрации и необычных шумов — визуально и на слух.
Определить, какие из
частей станка-качалки предположительно
являются их источниками. В случае необхо
димости остановить качалку;
— уравновешенность по показаниям амперметра. Проводится
после выхода скважины на
режим и после изменения режима работы
скважины (уравновешенность удовлетвори
тельная, если разность между показаниями амперметра при ходе вверх и вниз не
пре
вышает ± 10% от полусуммы двух максимальных
значений силы тока за цикл). Если СКН
работает в неуравновешенном режиме, то его
останавливают и дают заявку в ПРЦЭО.
После
остановки СК (головка в нижнем положении, тормоз затянут) проверяют:
— нагрев электродвигателя, редуктора — на ощупь;
— состояние резьбовых соединений (простукиванием);
— один раз в 7 дней уровень масла в редукторе — осмотром
масломерного щупа;
— натяжение клиновых ремней один раз в месяц — опробованием.
В случае необходимости ремни заменить. Не допускается установка
новых ремней и старых. После замены
ремней при отсутствии центровки
электродвигателя дать заявку в ПРЦЭО;
— посадку кривошипов на тихоходном валу редуктора —
визуально (кривошипы должны
быть насажаны до упора в проточки тихоходного
вала). Шпонки должны выступать за
торцы вала не более чем на 20 мм);
— крепление контргрузов к кривошипам — визуально (не должно
быть смещение при ра
боте);
— соединение кривошипа с нижней головкой шатуна — визуально
со стороны редуктора
(палец не должен проворачиваться относительно
кривошипа);
— центровку — визуально. При нарушении центровки дать заявку
в ПРЦЭО;
— канатную подвеску сальникового штока и устьевой сальник:
при нижнем положении головки балансира расстояние между
нижней траверсой подвески и устьевым сальником должно быть не
менее 200 мм
(визуально);
— состояние каната — визуально (при обрыве проволок дать
заявку в ПРЦЭО);
— утечки нефти через сальник. При наличии утечек подтянуть
или заменить сальник;
— состояние крепления каната и штока в подвеске —
визуально.
Во всех случаях явных поломок сообщить
мастеру.
На каждой скважине канатная подвеска должна быть
оборудована двумя траверсами —верхней и нижней.
ЗАПРЕЩАЕТСЯ
эксплуатировать скважину при:
— утечках через резьбовые соединения и сальниковые
уплотнения;
— отсутствии или неисправности ограждения СК;
— посторонних шумах в редукторе или электродвигателе;
— неисправности станции управления;
— затянутых нижних сальниках;
— понижении уровня масла в редукторе ниже допустимой
отметки;
— неуравновешенном станке-качалке;
— неплавном движении полированного штока;
— неотцентрированном СК.
- Конструктивные особенности и принцип действия
- Основные разновидности
- Как читать маркировку
- Конструктивные элементы
- Достоинства и недостатки
Глубинные насосы штангового типа, которые обозначаются аббревиатурой ШГН, представляют собой устройства, при помощи которых можно откачивать жидкие среды из скважин, характеризующихся значительной глубиной. Использование такого насосного оборудования является одним из наиболее популярных способов откачивания нефти: приблизительно 70 % действующих сегодня нефтеносных скважин обслуживают именно штанговые насосы.
Нефтяная скважина, оборудованная штанговым глубинным насосом
Конструктивные особенности и принцип действия
Основными элементами конструкции насоса штангового, который размещается в скважине на особой колонне, состоящей из подъемных труб, являются:
- цилиндрический корпус, во внутренней части которого устанавливается пустотелый поршень (вытеснитель), называемый плунжером;
- нагнетательный клапан, устанавливаемый в верхней части вытеснителя;
- всасывающий клапан шарового типа, который размещается в нижней части неподвижного цилиндрического корпуса;
- насосные штанги, соединенные с особым механизмом (качалкой) и плунжером и сообщающие последнему возвратно-поступательное движение (сама качалка, приводящая в действие скважинный штанговый насос (СШН), монтируется вне скважины – на поверхности земли).
Устройство штангового глубинного насоса
Принцип работы глубинных штанговых насосов достаточно прост.
- При перемещении плунжера вверх в нижней части камеры насоса создается разрежение давления, что способствует всасыванию перекачиваемой жидкой среды через входной клапан.
- Когда плунжер начинает движение вниз, всасывающий клапан закрывается под действием давления перекачиваемой жидкой среды, и она через полый канал поршня и нагнетательный клапан начинает поступать в подъемные трубы.
- В ходе безостановочной работы штангового глубинного насоса перекачиваемая им жидкая среда начинает заполнять внутренний объем подъемных труб и в итоге направляется на поверхность.
Принцип действия ШГН
Основные разновидности
По своему конструктивному исполнению штанговые глубинные насосы могут быть:
- вставными;
- невставными.
Опускание в скважину вставных штанговых глубинных насосов, как и их извлечение из нее, осуществляется в собранном виде. Для того чтобы выполнить такую операцию, плунжер помещают внутрь цилиндра, и вся конструкция на насосных штангах опускается в шахту.
Типы насосов ШГН по способу крепления к колонне
Вставные ШГН также подразделяются на устройства двух видов:
- вставные насосы с верхним расположением замка (НВ1);
- насосы, замок которых располагается в их нижней части (НВ2).
Вставные устройства используют преимущественно для обслуживания скважин большой глубины, характеризующихся также небольшим дебитом откачиваемой из них жидкой среды. Использование таких насосов ШГН, для извлечения которых достаточно осуществить подъем штанг, с которыми соединена вся конструкция насоса, намного упрощает ремонт скважины, если в этом возникает необходимость.
Схема работы установки с ШГН
Для того чтобы поместить в скважину штанговый глубинный насос невставного типа, необходимо выполнить более сложные действия. В скважину сначала помещают цилиндр, для чего используют НКТ, а только затем, используя штанги, в уже установленный цилиндр опускают плунжер с клапанами. Извлечение штангового глубинного насоса данного типа также осуществляется в два приема: в первую очередь из цилиндра насоса извлекается плунжер с клапанами, а затем из скважины поднимается цилиндр с НКТ.
Невставные устройства также подразделяются на несколько категорий:
- насосные установки без ловителя (НН);
- невставные глубинные насосы с захватным штоком (НН1);
- невставные насосы с ловителем (НН2).
Глубинные штанговые насосы производятся различных типоразмеров и исполнений, в том числе по специальным заказам для работы в особых условиях
Среди перечисленных выше видов невставного оборудования наиболее популярными стали устройства, оснащенные ловителем (НН2). Объясняется высокая популярность последних тем, что механизм их опорожнения отличается простотой конструкции и, соответственно, большей надежностью в эксплуатации.
Выбор оборудования той или иной модели осуществляется в зависимости от конкретных условий эксплуатации, а также от характеристик жидкой среды, которую планируется откачивать с его помощью.
Скважинный штанговый насос исполнения НН2Б
Как читать маркировку
Для того чтобы определить, к какой категории относится глубинный штанговый насос, а также узнать, какими характеристиками обладает такое устройство, достаточно расшифровать его маркировку. Такая маркировка, расшифровка которой не представляет больших сложностей, выглядит следующим образом:
XХХ Х – ХX – ХХ – ХX – Х
Буквы и цифры, присутствующие в такой маркировке, последовательно обозначают следующие параметры:
- тип штангового насоса, который, как уже говорилось выше, может относиться к одной из следующих категорий: HB1, НВ2, НН, HH1, НН2;
- тип конструктивного исполнения цилиндра и конструктивные особенности устройства в целом;
- условный диаметр плунжера, измеряемый в мм (современные модели штанговых глубинных насосов по данному параметру могут относиться к устройствам следующих категорий: 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102 мм);
- максимальный ход, который может совершать плунжер (для того чтобы узнать, на какое расстояние в мм перемещается плунжер, значение в маркировке необходимо разделить на сто);
- напор в м вод. ст., который способен обеспечить представленный глубинный насос (это значение в маркировке также необходимо разделить на сто);
- группа посадки (по степени увеличения расстояния, имеющегося между плунжером и внутренними стенками цилиндра, рассматриваемые устройства могут соответствовать одной из следующих групп посадки: 0, 1, 2, 3).
Группы посадок насоса в зависимости от величины зазора между цилиндром и плунжером
Конструктивные элементы
Работоспособность и эффективность использования глубинных насосов штангового типа определяют следующие элементы, присутствующие в их конструкции:
- цилиндры, которые могут быть цельными или составными;
- плунжеры (обыкновенные или типа пескобрей);
- клапанные узлы шарикового типа, запорными элементами которых выступают седло и шарик;
- якорные башмаки, используемые для закрепления в трубах НКТ штанговых глубинных насосов вставного типа (при установке таких элементов необходимо обеспечить герметизацию всасывающей полости насоса от нагнетательной).
Конечно, обязательным элементом конструкции штангового глубинного насоса является штанга – изготовленный из стали круглый стержень с высаженными концами. Основное назначение штанг, которые могут иметь различный диаметр (12, 16, 18, 22 и 25 мм), заключается в том, чтобы сообщать плунжеру возвратно-поступательное движение.
Насосная штанга и соединительная муфта
Поскольку в ходе работы глубинного насоса штанги испытывают серьезные нагрузки, для их производства используют высококачественные стали, а после изготовления подвергают нормализационному отжигу и закалке ТВЧ.
Штанговые насосные устройства в зависимости от конструктивных особенностей плунжера и цилиндра, а также от того, как расположен их якорный башмак, могут относиться к одной из 15 категорий.
На фото виден всасывающий клапан шарового типа, размещенный в цилиндрическом корпусе
Достоинства и недостатки
У глубинных штанговых насосов есть целый ряд преимуществ перед другими насосными устройствами:
- высокое значение коэффициента полезного действия;
- возможность выполнения техобслуживания и ремонта в полевых условиях;
- применение двигателей различного типа;
- возможность использования для обслуживания пескопроявляющих скважин, а также для перекачивания нефти, в которой есть газовая составляющая и большое количество нефтяного воска.
Как и у любых других технических устройств, есть у штанговых насосов и минусы:
- ограничения по глубине скважин, для обслуживания которых они могут быть использованы (риск обрыва штанг тем выше, чем глубже скважина, в которую опускается насос);
- невысокое значение подачи, которую обеспечивают данные насосы;
- невозможность применения для обслуживания скважин, характеризующихся значительным наклоном и искривлениями шахты;
- невозможность откачивания при помощи таких глубинных насосов жидкой среды из скважин горизонтального типа.
И в заключение небольшое видео об устройстве и эксплуатации штанговых глубинных насосов.
Глава 5
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Наиболее
распространен в мировой практике штанговый
насосный способ добычи нефти, который
охватывает более 2/3 общего действующего
фонда.
В России станки-качалки
выпускаются по ГОСТ 5866-76, устьевые сальники
— по ТУ 26-16-6-76, НКТ — по ГОСТ 63380, штанги — по
ГОСТ 13877-80, скважинный насос и замковые
опоры — по ГОСТ 26-16-06-86.
Скважинная
штанговая насосная установка (УСШН) (рис. 5.1)
состоит из станка-качалки 1, оборудования
устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на
планшайбе, колонны насосных штанг 4,
штангового насоса вставного 6 или
невставного 7 типа. Вставной насос 6
крепится в трубах НКТ с помощью замковой
опоры 5. Скважинный насос спускается под
уровень
жидкости.
Возвратно-поступательное
движение плунжера насоса, подвешенного на
штангах, обеспечивает подъем жидкости из
скважины на поверхность. При наличии
парафина в продукции скважины на штангах
устанавливают скребки, очищающие
внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и
песком на приеме насоса могут
устанавливаться газовые или песочные
якоря.
5.1. Приводы
штанговых насосов
ГОСТ 5866-76
предусматривает изготовление
станков-качалок 13 типоразмеров. Основные
параметры и их размеры приведены в табл.
5.1-5.4.
Каждый тип станка-качалки
характеризуется максимальными
допускаемыми нагрузками на устьевой шток,
длиной хода устьевого штока и крутящим
моментом на кривошипном валу редуктора,
числом двойных ходов балансира в
минуту.
За рубежом станки-качалки
обычной конструкции произво-
Показатель |
СК3-1,2- 630 |
СК5- 3-2500 |
СК6-2,1- 2500 |
СК12- 2,5-4000 |
СК8-3,5- 4000 |
СК8-3,5- 5600 |
СК10-3- 5600 |
Номинальная нагрузка (на устьевом |
30 |
50 |
60 |
120 |
80 |
80 |
100 |
штоке), кН |
|||||||
Номинальная длина |
1,2 |
3 |
2,1 |
2,5 |
3,5 |
3,5 |
3 |
ка, м |
|||||||
Номинальный крутящий момент (на |
6,3 |
25 |
25 |
40 |
40 |
56 |
56 |
выходном валу |
|||||||
Число ходов балансира в минуту |
5-15 |
5- |
12 |
||||
Редуктор |
Ц2НШ-315 |
Ц2НШ-450 |
Ц2НШ-750Б |
Ц2НШ-560 |
|||
Габариты, |
|||||||
длина |
4125 |
7380 |
6480 |
7450 |
8450 |
8450 |
7950 |
ширина |
1350 |
1840 |
1840 |
2246 |
2246 |
2246 |
2246 |
высота |
3245 |
5195 |
4960 |
5730 |
6210 |
6210 |
5835 |
Масса, кг |
3787 |
9500 |
8600 |
14145 |
14200 |
14245 |
14120 |
Т а б л и ц а 5.2
Показатель |
СКД3-1,5- 710 |
СКД4-2,1- 1400 |
СКД6-2,5- 2800 |
СКД8-3- 4000 |
СКД10- 3,5-5600 |
СКД12- 3,0-5600 |
Номинальная нагрузка (на устьевом |
30 |
40 |
60 |
80 |
100 |
120 |
кН |
||||||
Номинальная длина хода |
1,5 |
2,1 |
2,5 |
3,0 |
3,5 |
3,0 |
Номинальный |
7,1 |
14 |
28 |
40 |
56 |
56 |
ном валу редуктора), кН-м |
||||||
Число ходов балансира в минуту |
5- |
15 |
5- |
14 |
5- |
12 |
Редуктор |
Ц2НШ-315 |
Ц2НШ-450 |
Ц2НШ-700Б |
Ц2НШ-560 |
||
Габариты, |
||||||
длина |
4050 |
5100 |
6085 |
6900 |
7280 |
6900 |
ширина |
1360 |
1700 |
1880 |
2250 |
2250 |
2250 |
высота |
2785 |
3650 |
4230 |
4910 |
5218 |
4910 |
Масса, кг |
3270 |
6230 |
7620 |
11600 |
12170 |
12065 |
Редуктор |
Номинальный крутящий момент (на |
Межосевое расстояние, мм |
Передаточное число |
Габариты, |
мм |
Масса, кг |
|||
суммар ное |
быстроходной ступени |
тихоходной ступени |
длина |
шири на |
высота |
||||
Ц2НШ-315 |
7,1 |
515 |
200 |
315 |
39,868 |
1010 |
1140 |
685 |
680 |
Ц2НШ-355 |
14 |
580 |
225 |
355 |
40,35 |
1130 |
1400 |
760 |
1090 |
Ц2НШ-450 |
28 |
730 |
280 |
450 |
39,924 |
1475 |
1554 |
984 |
2090 |
Ц2НШ-750Б |
40 |
750 |
300 |
450 |
37,18 |
1483 |
1930 |
960 |
2735 |
Ц2НШ-560 |
56 |
915 |
355 |
560 |
40,315 |
1775 |
1930 |
1125 |
3200 |
Т а б л и ц а 5.4
Техническая
характеристика станков-качалок
Станок-качалка |
Наибольшая допустимая нагрузка на |
Номинальная длина хода устьевого |
Наибольший |
Габариты (при горизонтальном положении |
Масса комплекта, кг |
||
длина |
ширина без ограждения |
высота |
|||||
СК2-0,6-250 |
20 |
0,3; 0,45; 0,6 |
2,5 |
3150 |
1150 |
2000 |
1600 |
СК3-1,2-630 |
30 |
0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2 |
6,3 |
4200 |
1350 |
3300 |
3850 |
СК4-2,1-1600 |
40 |
0,9; 1,2; 1,5; 1,8; |
16 |
5900 |
1700 |
4800 |
7200 |
СК5-3-2500 |
50 |
1,3; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0 |
25 |
7400 |
1850 |
5550 |
9900 |
СК6-2,1-2500 |
60 |
0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 |
25 |
6550 |
1850 |
5100 |
9600 |
СК8-3,5-4000 |
80 |
1,8; 2,1; 2,5; 3,0; |
40 |
8500 |
2250 |
6650 |
15100 |
СК12-2,5-4000 |
120 |
1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 |
40 |
7500 |
2250 |
6400 |
14800 |
СК8-3,5-5600 |
80 |
1,8; 2,1; 2,5; 3,0; |
56 |
8500 |
2250 |
6650 |
15600 |
СК10-3-5600 |
100 |
1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0 |
56 |
8000 |
2250 |
6550 |
15450 |
СК10-4,5-8000 |
100 |
2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5 |
80 |
10550 |
2600 |
9000 |
24900 |
СК12-3,5-8000 |
120 |
1,8; 2,1; 2,5; 3,0; |
80 |
9550 |
2600 |
8500 |
24800 |
СК15-6,0-12500 |
150 |
3,0; 3,5; 4,5; 5,2; 6,0 |
125 |
13200 |
3100 |
11500 |
34800 8, |
СК20-4,5-12500 |
200 |
2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5 |
125 |
11700 |
3100 |
10700 |
34500 8 |
дятся по спецификации 11Е
стандарта АНИ. Диапазон показателей:
грузоподъемность 2-20 т; длина хода 0,5-6,0 м;
крутящий момент до 12000 кг-м. В России
наиболее известны фирмы “Lufkin” (США),
“Indystrial CA” (Румыния).
Станок-качалка (рис.
5.2) состоит: из рамы 13 с подставкой под
редуктор и поворотной плитой 12; стойки 3;
балансира 2 с головкой и опорой траверсы
15; двух шатунов 4; двух кривошипов 5 с
противовесами 14 (при комбинированном
или кривошипном уравновешивании);
редуктора 6; тормозов 16; клиноременной
передачи 7, 8; электродвигателя 9;
подвески устьевого штока 1 с канатом;
ограждения 11 кривошипно-шатунного
механизма. Рама из профильного проката
изготовлена в виде двух полозьев,
соединенных поперечными связями. Стойка -из
профильного проката
четырехногая.
Балансир — из профильного
проката двутаврового сечения; однобалочной
или двубалочной конструкции. Головка
балансира — поворотная или откидывающаяся
вверх. Для ее фиксации в рабочем положении в
шайбе головки предусмотрен паз, в который
входит клин защелки.
Опора балансира —
ось, оба конца которой установлены в
сферических роликоподшипниках. К средней
части от квадратного сечения приварена
планка, через которую опора балансира
соединяется с балансиром.
Траверса —
прямая, из профильного проката. С ее помощью
балансир соединяется с двумя параллельно
работающими шатунами.
Опора траверсы
шарнирно соединяет балансир с траверсой.
Средняя часть оси установлена в
сферическом роликоподшипнике, корпус
которого болтами прикреплен к нижней полке
балансира.
Шатун — стальная трубная
заготовка, на одном конце которой вварена
верхняя головка шатуна, а на другом — башмак.
Палец верхней головки шатуна шарнирно
соединен с траверсой. Палец кривошипа
конусной поверхностью вставляется в
отверстие кривошипа и затягивается с
помощью гаек.
Кривошип — ведущее звено
преобразующего механизма станка-качалки. В
нем предусмотрены отверстия для изменения
длины хода устьевого штока. На кривошипе
установлены противовесы, которые могут
перемещаться.
Редуктор
типа Ц2НШ представляет собой
совокупность
двух пар цилиндрических
шевронных зубчатых передач, выполненных с
зацеплением Новикова. Изготовление
редуктора должно отвечать требованиям ОСТ
26-02-1200-75 (см. табл.
5.3).
Рис.
5.2. Станок-качалка типа СК:
1 —
подвеска устьевого штока; 2 — балансир с
опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 —
кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 —
ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий
шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная
плита; 13 -рама; 14 — противовес; 15 —
траверса; 16 — тормоз
Валы
цилиндрических зубчатых передач лежат в
плоскости разъема корпуса и крышки
редуктора. Для равномерного распределения
нагрузок на валы и подшипники принято
симметричное расположение зубчатых колес и
опор. Опоры ведущего и промежуточного валов
выполнены на роликоподшипниках с короткими
цилиндрическими роликами, а ведомого вала
на роликоподшипниках двухрядных
сферических. На конце ведущего вала
насаживаются шкивы тормоза и клиноременной
передачи, положение которых после
определенного срока эксплуатации
необходимо менять для увеличения общего
срока службы ведомого колеса редуктора. Для
этого на обоих концах ведомого вала имеются
по два шпоночных паза.
Смазка зубчатых
колес и подшипников валов осуществляется
из ванны корпуса редуктора.
Тормоз —
двухколодочный. Правая и левая колодки
прикреплены к редуктору. С помощью стяжного
устройства колодки зажимают тормозной
шкив, насаженный на ведущий вал редуктора.
Рукоятка тормоза, насаженная на стяжной
винт, вынесена в конец рамы, за
электродвигатель.
Салазки поворотные
под электродвигатель обеспечивают быструю
смену и натяжение клиновых ремней.
Выполнены они в виде рамы, которая шарнирно
укреплена на заднем конце рамы
станка-качалки.
К поворотной плите
поперечно прикреплены болтами двое
салазок, на которые устанавливается
электродвигатель. Рама с салазками
поворачивается вращением ходового
винта.
Привод станка-качалки
осуществляется от электродвигателя со
скоростью вращения вала 750, 1000 и 1500
мин-1. Электродвигатель — трехфазный
короткозамкнутый, асинхронный с повышенным
пусковым моментом во влагоморозостойком
исполнении. На валу электродвигателя
установлена конусная втулка, на которую
насажен ведущий шкив клиноременной
передачи.
Подвеска устьевого штока типа
ПСШ грузоподъемностью 3, 5, 10 т состоит из
верхней и нижней траверс, двух зажимов
каната и зажима устьевого штока. Для
установки в подвеске гидравлического
динамографа в нее вставляют два винта, с
помощью которых раздвигаются траверсы
подвески.
Штоки сальниковые устьевые
ШСУ предназначены для соединения колонны
насосных штанг с канатной подвеской
станка-качалки.
Для герметизации устья
насосных скважин и подвески
насосно-компрессорных труб предусмотрено
оборудование устья насосных скважин.
Наиболее распространенным оборудованием
устья скважин на промыслах является
устьевой сальник.
При однотрубной
системе сбора и транспорта нефти и газа
используется устьевое оборудование
насосных скважин на давление до 4 МПа,
имеющее шифры СУС1-73-31 и СУС2-73-31,
соответственно обозначающие сальники
устьевые с самоус-танавливающейся головкой
с одинарным и двойным уплотнением для НКТ
диаметром 73 мм (табл. 5.5).
Характерной
особенностью устьевых сальников СУС
является шарнирное соединение между
головкой сальника и его тройником для
поворота головки в пределах конусного угла
(3°) и самоустанавливания по сальниковому
штоку. Этим обеспечивается более полная
загрузка уплотняющих элементов и
повышается срок их службы.
Устьевой
сальник СУС1 (рис. 5.3) состоит из шаровой
головки, с помещенными в ней нижней и
верхней втулками, направляющими втулками
из прессованной древесины и уплотнительной
набивки. На верхнюю часть шаровой головки
навинчивается крышка с двумя скобами, с
помощью которых подтягивают
уплотнительную набивку.
Для
герметизации узла шаровой головки 9
предусмотрено уплотнительное кольцо 5.
Наличие в нижней части шаровой головки двух
стопоров 4 не позволяет проворачиваться
шаровой головке вокруг своей оси при
затяжке крышки головки 12. Крышка шаровой
головки 12 крепится к тройнику двумя
откидными болтами 14.
Тройник снабжен
быстроразборным соединением для
подсоединения к выкидной
линии.
Устьевой сальник СУС2А в отличие
от СУС1 имеет двойные уплотнения и три ряда
направляющих втулок. Устьевой сальник с
двойным уплотнением позволяет менять
изношенные верхние уплотнительные
элементы без разрядки скважины за счет
нижнего уплотнения — буферной манжеты.
Изношенные
Т а б л и ц а 5.5 Техническая
характеристика устьевых сальников
Показатель |
СУС1-73-31 |
СУС2-73-31 |
Рабочее |
||
при подвижном устьевом штоке |
4,0 |
4,0 |
при неподвижном устьевом |
||
затянутой сальниковой набивке |
7,0 |
14,0 |
Диаметр присоединительной |
73 |
73 |
Диаметр |
31 |
31 |
Габариты, мм: |
||
длина |
350 |
350 |
ширина |
182 |
182 |
высота |
407 |
528 |
Масса, кг |
21 |
24 |
Рис.
5.3. Сальник устьевой СУС1-73-31:
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
— шток; 14 — болт откидной; 15 — палец; 16 —
шплинт; 17 — гайка накидная; 18 — ниппель;
19 — наконечник
направляющие
втулки, как правило, меняют при текущем
ремонте скважин.
При установке устьевых
сальников на устье все резиновые кольца и
уплотнительные набивки должны смазываться
густой смазкой.
Разбирать шаровую
крышку и отделять головку от тройника без
необходимости не рекомендуется. При потере
герметичности в шаровой опоре заменяют
уплотнительные кольца в условиях
мастерской.
Для оборудования устья
скважин выпускаются: ОУ140-146/168-65А —
оборудованные устья насосных скважин,
периодически фонтанирующих, с
концентрической подвеской колонны НКТ
относительно оси скважины; 0У140-146/168-65Б -то
же, для скважин с эксцентрической подвеской
труб (рис. 5.4).
В состав оборудования ОУ
входят устьевой сальник СУС2 с двойным
уплотнением и пробковые краны КППС65-140. В
качестве запорных устройств применяют
пробковые краны от фонтанной арматуры с
уплотнительной смазкой на 14 МПа. Подъемная
колонна смещена относительно оси скважины.
В трубной головке оборудования ОУ типа Б
предусмотрен патрубок с задвижкой для
установки лубрикатора и спуска
исследовательских приборов в затрубное
пространство. Для перепуска газа из
затрубного пространства в выкидную линию в
обвязке предусмотрен обратный клапан.
Затвор обратного клапана (седло и шарик)
использован от скважинного
насоса.
Оборудование устья скважин,
эксплуатируемых с помощью погружных
электронасосов ОУЭН, может быть
использовано и на периодически
фонтанирующих скважинах (табл. 5.6). При этом
допускаются подвеска колонны
насосно-компрессорных труб, а также
профилактические, ремонтные и
исследовательские работы на скважине.
Колонну насосно-компрессорных труб
подвешивают на разъемном конусе, в котором
предусмотрен проход и для кабеля. Трубы и
кабель уплотняют резиновыми разрезными
прокладками, поджимаемыми разъемным
фланцем.
Балансирный привод
станка-качалки имеет недостаток -точка
подвеса штанг совершает сложное движение,
что вызывает рост динамических нагрузок на
штанговую колонну. С целью их уменьшения
применяется безбалансирный станок-качалка,
в котором шатун и балансир заменяются
гибкой связью — стальным
канатом.
Приводная часть
безбалансирного станка-качалки (включая
редуктор) аналогична балансирному.
Конструкция кривошипа V-образной формы, с
углом 30°. Над устьем скважины, на наклонной
стойке расположен ролик, через который
переброшена гибкая подвеска, соединенная с
шатунами. Нижняя головка
Т а б л и ц а
5.6
Показатель |
ОУ140-146/168-65А |
ОУ140-146/168-65Б |
ОУЭН140-65 |
Габариты, мм: длина |
2100 |
2100 |
1950 |
ширина |
430 |
430 |
430 |
высота |
1180 |
1026 |
1290 |
Масса, кг |
473 |
468 |
548 |
Рис.
5.4. Оборудование устья ОУ140-146/
168-65Б:
1 — крестовик; 2 —
конусная подвеска; 3 — резиновые
уплотнения; 4 — разъемный фланец; 5 —
патрубок; 6 — тройник; 7 -задвижка; 8 —
сальник устьевой СУС2; 9, 11 — обратный
клапан; 10 — кран; 12 — пробка
шатуна
соединена с кривошипом. Безбалансирные
станки-качалки рассчитаны на нагрузку 30 и 60
кН, длину хода от 0,45 до 5 м и крутящий момент
до 80 кН-м. Они имеют меньшие габариты и
металлоемкости по сравнению с балансирным.
Недостатком является малая надежность
гибкой связи.
Гидро- и пневмопривод
штанговых установок приводят в движение
штанги через шток с поршнем, расположенным
в цилиндре. Гидро- и пневмопривод позволяют
получить более благоприятный закон
движения точки подвеса штанг (ТПШ).
Вниз
штанги движутся под действием сил
тяжести.
Пневмопривод обычно
используется малой мощности, т.е. для
скважин с малой глубиной подвески и малой
подачей. Гидропривод (гидрокачалка)
более широко известен (рис.
5.5)
Приводной цилиндр 3 с поршнем
крепится на фланце обсадной колонны
скважины. С поршнем соединен полированный
шток 2, проходящий через сальник 1. К
штоку подвешена колонна штанг. Жидкость
подается попеременно в рабочую полость
цилиндра и уравновешивающий аккумулятор 5.
Рабочая жидкость при ходе штанг вверх
поступает на прием насоса системы
гидропривода (А) над напором из
аккумулятора, где поддерживается
постоянное давление сжатым газом над
уровнем жидкости в аккумуляторе. В конце
хода вверх элементы управления 4
переключают систему на подачу
рабочей
Рис.
5.5. Схема гидропривода штангового насоса
фирмы “Викерс” (США) (¦?)
и типа АГТ (
•)
жидкости из рабочего цилиндра в
аккумулятор. Под действием веса штанг
жидкость поступает на прием силового
насоса. Для поддержания давления жидкости и
газа в аккумуляторе имеются компрессор
7 и насос 6. По схеме АГН уравновешивание
происходит за счет веса НКТ. Для этого
используется уравновешивающий цилиндр
8, в котором на поршень 9 подвешены
НКТ. Установки с гидроприводом
обеспечивают большие длины хода глубинного
насоса, легкость регулирования режима
работы и малую металлоемкость. Параметры
установки АГН-Л: длина хода точки подвеса
штанг 2,2 м; нагрузка до 60 кН; масса 1550 кг.
В
последнее время гидрофицированный привод
ЛП-114 предложен заводом “Мотовилиха” (г.
Пермь). Такие приводы работают в Западной
Сибири (г. Сургут). Уравновешивание
производится гидроаккумулятором.
Параметры установки ЛП-114: длина хода точки
подвеса штанг 2,5 м; нагрузка до 80 кН; масса 1980
кг. Схема ЛП-114 соответствует схеме (см. рис.
5.5, а).
Станки-качалки с одноплечным
балансиром
В связи с появлением на
промыслах большого количества зарубежного
оборудования можно встретить
станки-качалки с одноплечным балансиром
типа МАРК фирмы “Lufkin” (США), а также
отечественных производителей (привод ПШГНО
6-2,5, Уралтрансмаш, г. Екатеринбург) (рис. 5.6).
Особенностью подобных приводов является
использование кинематической схемы с
одноплечным балансиром. Подобное
выполнение станков-качалок обусловлено
рядом причин. Так, эти станки-качалки имеют
более благоприятный закон движения точки
подвеса штанг, позволяющий несколько
уменьшить динамические нагрузки на
штанговую колонну. Если сравнить два
станка-качалки с одинаковыми длинами и
соотношениями кинематических звеньев, один
из которых обычный станок-качалка, а второй
— с одноплечным балансиром, то у последнего
максимальные нагрузки в точке подвеса
штанг будут несколько меньше (около 8-10 %, по
данным [2]). Одно-плечный станок-качалка
имеет также более пологую кривую скорости
точки подвеса штанг, позволяющую
существенно (около 35 %) снизить амплитуду
колебаний штанг, а следовательно, и их
динамическое нагружение и тем самым
увеличить срок работы штанговой колонны.
Рассмотрим последний вывод более
подробно.
Известно, что вследствие
упругих деформаций штанг и труб, после
начала движения точки подвеса штанг вверх,
плун-
Рис.
5.6. Станок-качалка с одноплечным
балансиром:
1 — ограждение; 2 —
шатун; 3 — подвеска устьевого штока; 4
— стяжка; 5 — балансир с опорой; 6 —
траверса; 7 — винт установочный; 8 —
стойка; 9 — противовес; 10 — кривошип;
11 — электродвигатель; 12 — шкив
ведущий; 13 -плитка поворотная;
14 — рычаг тормоза; 15 — рама;
16 — ремень; 17 — шкив
ведомый; 18 —
редуктор
жер остается неподвижным
относительно цилиндра. После того как
произойдет вытяжка штанг и сокращение труб,
движение от ТПШ передается плунжеру, причем
за это время ТПШ успевает набрать
определенную скорость. В р езультате
плунжер резко страгивается с места и
нагружается столбом жидкости в трубах в
виде импульса силы, т.е. возникают
продольные свободные колебания системы
штанговая колонна -столб жидкости. У
станков-качалок с одноплечным балансиром в
сравнении с обычными станками-качалками
ТПШ в момент страгивания плунжера успевает
набрать меньшую скорость, что, как уже
указывалось, позволяет существенно снизить
амплитуду колебаний штанг и уменьшить их
динамическое нагружение.
Интересно
отметить, что у подобных станков-качалок
направление вращения кривошипа обратное,
т.е. против часовой стрелки (устье слева),
что также позволяет несколько уменьшить
динамические нагрузки.
Другим
достоинством подобных станков-качалок
является их компактность, а следовательно,
и меньший вес, в результате чего их
применение более предпочтительно при
больших нагрузках на полированный
шток.
Однако они имеют и недостатки,
препятствующие их широкому
распространению. Это, прежде всего, их малая
боковая устойчивость, т.е. большая высота
при малой ширине. У подобных
станков-качалок кривошипы с грузами
находятся в опасной близости от устья
скважины, что затрудняет их техническое
обслуживание и ремонт. При балансировке
подобных станков-качалок требуется большой
вес кривошипных грузов, так как вес самого
кривошипа приложен к балансиру со стороны
скважины по отношению к стойке
балансира.
Станки-качалки с
дезаксиальным кривошипно-шатунным
механизмом
Наряду с аксиальными
(обычными) кривошипно-шатунными
механизмами (станки-качалки типа СК), у нас в
стране выпускаются станки-качалки с
дезаксиальной схемой (типа СКД). За рубежом
(в особенности в США) практически все
станки-качалки выпускаются с небольшим
дезаксиалом.
Дезаксиал n
определяется местом расположения
кривошипного центра (точки 0) относительно
прямой В1В2 (рис. 5.7), где
В1 и В2 — крайнее верхнее и нижнее
положения кривошипа. Если точка 0
расположена на прямой В1В2, то
механизм аксиальный (обычный), если справа
от прямой В1В2, то механизм с
отрицательным дезаксиалом, если слева, то
механизм с положительным дезаксиалом.
Основное их отличие в том, что у аксиального
станка-качалки время хода ТПШ вверх и вниз
равно. Поэтому такие станки-качалки
называют симметричными. Однако нагружение
ТПШ за время хода вверх и вниз
Рис.
5.7. Кинематическая схема преобразующего
механизма
дезаксиальных
станков-качалок
разное,
что обусловлено работой штангового насоса.
При ходе вверх станок-качалка производит
работу по поднятию штанговой колонны и
столба жидкости, при ходе вниз штанговая
колонна идет под собственным весом, а вес
столба жидкости передается на трубы.
Очевидно, что если средняя скорость
движения ТПШ при ходе вверх будет меньше,
чем при ходе вниз, то это позволит уменьшить
ускорения, а следовательно, и динамические
нагрузки, действующие на штанговую колонну
п р и ходе вверх, т.е. в тот период, когда она
наиболее нагружена.
Исходя из этих
соображений станки-качалки выполняют с
небольшим отрицательным дезаксиалом, у
которых время хода вверх больше времени
хода вниз. Слишком большой дезаксиал также
нежелателен, так как при этом происходит
увеличение утечек через плунжер при ходе
вверх, появляется возможность зависания
колонны штанг в трубах при ходе вниз за счет
большей скорости спуска, особенно при ее
работе в наклонно направленных скважинах и
скважинах с отклонениями парафина или
гидратов.
5.2.
Насосно-компрессорные
трубы
Насосно-компрессорные трубы по
ГОСТ 633-80 могут выпускаться четырех
конструкций:
гладкие и муфты к ним;
с
высаженными наружу концами и муфты к ним
(тип В);
гладкие высокогерметичные и
муфты к ним (тип НКМ);
безмуфтовые
высокогерметичные с высаженными наружу
концами (тип НКБ).
ГОСТ 633-80
предусматривает изготовление труб по
точности и качеству двух исполнений: А и Б.
Трубы всех типов исполнения А выпускаются
длиной 10 м, с возможными отклонениями ±5 %.
Трубы исполнения Б изготавливают двух
групп длин: группа 1 — от 5,5 до 8,5 м; группа 2 —
от 8,5 до 10,0 м.
Трубы соединяют с помощью
резьб конических с треугольным (НКТ) или
трапецеидальным (НКМ, НКБ)
профилем.
Колонна труб, свинченная из
гладких труб, имеет прочность, не
одинаковую по всей длине. Прочность
резьбового соединения меньше прочности
тела трубы. Такие трубы называют
неравнопрочными. Равнопрочные трубы (с
высадкой и НКБ) имеют прочность, одинаковую
по всей длине.
При применении НКТ для
обеспечения герметичности необходимо
применять специальные смазки.
Трубы
типов НКМ и НКБ относятся к
высокогерметичным из-за выполнения
специального уплотнительного пояска на
ниппельной и муфтовой частях
соединения.
Трубы типов НКМ и НКБ
требуют специальной оснастки при
проведении спускоподъемных работ, чтобы
избежать износа уплотнительной
поверхности ниппеля в момент укладки на
мостки или, наоборот, в момент подачи трубы
с мостков на устье. Целесообразнее работать
с такими трубами с установкой их в
вертикальное положение на мачте подъемного
агрегата.
По механической прочности
трубы разделяют по группам прочности.
Предельная глубина спуска одноразмерной
равнопрочной колонны труб (в вертикальных
скважинах), исходя из расчета на растяжение
от собственного веса, приведена в табл. 5.7. В
табл. 5.8 приведены аналогичные данные для
НКТ по стандарту Американского нефтяного
института АНИ5СТ из наиболее известных
групп прочности (при коэффициенте запаса
прочности 1,3).
Для наклонных скважин
указанные значения будут
меньше.
Максимальный диаметр НКТ для
эксплуатационной колон-
Предельные
глубины спуска (в м) одноступенчатой
колонны насосно-компрессорных труб
(гладкие) отечественного производства по
ГОСТ 633-80
Условный диаметр трубы, мм |
Толщина стенки трубы, мм |
Группа прочности |
||||
Д |
К |
Е |
Л |
М |
||
48 |
4,0 |
1986 |
2614 |
2874 |
3397 |
3920 |
60 |
5,0 |
2207 |
2904 |
3194 |
3775 |
4355 |
73 |
5,5 |
2308 |
3037 |
3341 |
3948 |
4555 |
7,0 |
2484 |
3266 |
3593 |
4246 |
4899 |
|
89 |
6,5 |
2381 |
3133 |
3446 |
4073 |
4700 |
102 |
6,5 |
2192 |
2885 |
3173 |
3750 |
4327 |
114 |
7,0 |
2237 |
2944 |
3238 |
3827 |
4416 |
Т а б л и
ц а 5.8
Предельные глубины спуска (в м)
одноступенчатой колонны
насосно-компрессорных труб (гладкие) по
стандарту АНИ
Условный диаметр трубы, мм |
Толщина стенки трубы, мм |
Группа прочности |
||||
Н-40 |
J-55 |
С-75 |
N-80 (L-80) |
P-105 |
||
48 |
3,68 |
1620 |
2216 |
3017 |
3222 |
— |
60 |
4,83 |
1866 |
2564 |
3502 |
3732 |
4900 |
73 |
5,51 |
1952 |
2687 |
3667 |
3911 |
5128 |
7,82 |
— |
— |
4081 |
4359 |
5715 |
|
89 |
6,45 |
2059 |
2834 |
3855 |
4117 |
5400 |
102 |
5,74 |
1793 |
2462 |
3355 |
3580 |
— |
114 |
6,88 |
1935 |
2677 |
3665 |
3912 |
— |
ны 146 мм не должен превышать 73 мм,
для колонны 168 мм -89 мм.
В настоящее время
основная масса отечественных НКТ
выпускается с группами прочности Д, К,
Е.
За рубежом трубы НКТ изготавливают
как по стандартам АНИ (5А, 5АХ, 5АС), так и по
другим нормативным документам. Стандарт
АНИ5А предусматривает выпуск труб групп
прочности Н-40, J-55 и N-80, стандарт АНИ5АС — из
высокопрочных сталей группы прочности Р-105,
стандарт АНИ5АС -из коррозионно-стойких
сталей групп прочности С-75 и L-80.
Механические свойства сталей, используемых
для НКТ, приведены в табл. 5.9. Выпускаются
также нестандартизирован-ные трубы групп
прочности С-90, Q-125, V-150.
Стандартами АНИ
предусмотрены муфтовые (для гладких труб и
с высадкой наружу) и безмуфтовые
соединения. Применяют резьбы конические с
треугольным (аналоги соединений для
гладких труб НКТ по ГОСТ 633-80), или
трапецеидальным профилем (аналоги
соединений труб типов НКБ, НКМ
Показатель |
Группа прочности стали |
||||
Д |
К |
Е |
Л |
М |
|
Временное сопротивление о,, |
65 |
70 |
75 |
80 |
90 |
не менее |
|||||
Предел текучести от, кгс/м2, |
38 |
50 |
55 |
65 |
75 |
Относительное удлинение, |
|||||
S5 |
16 |
12 |
12 |
12 |
12 |
S10 |
12 |
10 |
10 |
10 |
10 |
по ГОСТ
633-80). Могут применяться и специальные
уплотнительные кольца из тефлона для
увеличения герметичности
соединения.
Стандартами АНИ [29]
предусмотрены резьбовые соединения
высадкой наружу
(рис. 5.8, 1),
гладкие (рис.
5.8, 2)
и
безмуфтовые соединения,
например, “Интеграл” (рис. 5.8, 3). Данные
резьбовые соединения взаимозаменяемы с
соединениями по ГОСТ 633-80. Из соединений
других типов можно отметить соединения
“Хайдрилл” (рис. 5.8, 8-15). Характерной
особенностью таких соединений является
двухступенчатая резьба, причем соединение
может быть как муфтовое, так и безмуфтовое,
с высадкой наружу и во внутрь. Данное
соединение позволяет получить три
уплотнительные поверхности -на концах труб
и ступеньках резьб. Выполнение соединения
“Хайдрилл” с высадкой (рис. 5.8, 11, 13, 14)
позволяет получить прочное и герметичное
соединение, прочность которого не менее
прочности тела трубы.
Фирма “Атлас
Брэдфорд” (США) в своих резьбовых
соединениях широко применяет
уплотнительные кольца из тефлона (рис. 5.8,
18-23), позволяющие получить
высокогерметичное соединение, так как
уплотнение осуществляется по двум
поверхностям: по коническим уплотнительным
поверхностям и уплотнительному кольцу.
Фирмы “Маннесман” (ФРГ) и “Валурек”
(Франция) (рис. 5.8, 16, 17, 24-26) применяют в
своих соединениях резьбу “Батресс”,
подходящую больше для обсадных труб. Фирма
“Маннесман” широко использует соединение
типа TDS, уплотнение которого осуществляется
за счет выполнения специальной выпуклой
поверхности на конце трубы, плотно входящей
в цилиндрическую расточку муфты, а фирма
“Валурек” — высокогерметичное соединение
типа VAM, уплотнение которого осуществляется
за счет выполнения конической поверхности
на скошенном конце трубы, позволяющей при
свинчивании получать две уплотнительные
поверхности.
Рис.
5.8. Соединения труб НКТ зарубежного
производства
В табл. 5.10 указаны
характеристики насосно-компрессорных труб
и соединений различных типов, выпуск
которых предусмотрен стандартом АНИ.
Характеристики представлены в английской
системе мер и СИ.
В табл. 5.11, 5.12 дан
перевод в миллиметры соответственно целых
дюймов и их долей.
Например, труба
диаметром 2 3/8″ — это 2,3750 дюймов в
десятичной записи или в СИ 50,8 + 9,525 = 60,325
мм.
Ниже представлен перевод с
английской системы мер в СИ других величин,
наиболее широко применяемых в
нефтепромысловой практике.
Рис.
5.8. Продолжение
1 фут = 0,3048 м; 1 баррель =
158,98 л; 1 баррель = 42 галлона;
1 кубический
фут = 28,6 л; 1 галлон (амер.) = 0,02381 барреля;
1
галлон = 0,003785 м3; 1 галлон = 3,785 л;
1 г =
0,0353 унции; 1 л.с. = 0,7457 кВт; 1 м3 = 6,289
барреля;
1 м3 = 264,172 галлона; 1
м3 = 35,3146 куб. фута;
1 м3 = 1,30795
куб. ярда; 1 галлон в минуту = 34,296 ба рреля в
сутки; 1 см = 0,032808 фута; 1 см = 0,3937 дюйма; 1 см = =
0,010936 ярда;
1 м = 3,2808 фута; 1 м = 39,37 дюйма; 1 м =
1,0936 ярда;
Рис.
5.8. Продолжение
= 1,6093 км; 1
фунт = 0,4536 кг; 1
1 миля = 10,7639 кв.
фута;
м
1 м2 = 1,1959 кв.
ярда; 1 т = 2204,622 фунта; 1 Вт = = 0,00134 л.с.; 1 ярд =
91,44 см; 1 ярд = 0,9144 м; 1 фунт/кв. дюйм = 0,0703
кг/см2;
1 фунт/фут = 1,486 кг/м.
За
рубежом многие фирмы выпускают большую
номенкла-
Наруж ный диа метр, дюйм (мм) |
Удельный вес, фунт/фут |
Тол щина стен ки, дюйм (мм) |
Внут- рен- ний диа метр, дюйм (мм) |
Данные |
|||||
Трубы с муфтой |
Трубы с муфтой с вы-садкой |
Без- муф- то- вые тру бы |
Внут ренний диа метр муфты, дюйм (мм) |
Наружный |
|||||
труб без вы садки |
труб с высадкой обычные |
труб с высадкой специальные |
|||||||
1,050 (26,7) |
1,14 |
1,20 |
,113 (2,87) |
,824 (21,0) |
,730 (18,54) |
1,313 (33,35) |
1,660 (42,16) |
||
1,315 (33,4) |
1,70 |
1,80 |
1,72 |
,133 (3,38) |
1,049 (26,6) |
,955 (24,26) |
1,660 (42,16) |
1,900 (48,26) |
|
2,10 |
,125 (3,17) |
1,410 (41,9) |
|||||||
1,660 (42,2) |
2,30 |
2,40 |
2,33 |
,140 (3,56) |
1,380 (35,1) |
1,286 (32,66) |
2,054 (52,17) |
2,200 (55,88) |
|
1,900 (48,3) |
2,40 |
,125 (3,17) |
1,650 (41,9) |
||||||
1,900 (48,3) |
2,75 |
2,90 |
2,76 |
,145 (3,68) |
1,610 (40,9) |
1,516 (38,50) |
2,200 (55,88) |
2,500 (63,50) |
|
2,063 (52,4) |
3,25 |
,156 (3,96) |
1,751 (44,5) |
||||||
4,00 |
,167 (4,24) |
2,041 (51,8) |
1,947 (49,45) |
2,875 (73,03) |
|||||
2,375 (60,3) |
4,60 |
4,70 |
, 1 90 |
1,995 (50,6) |
1,901 (48,29) |
2,875 (73,03) |
3,063 (77,80) |
2,91 0 |
|
5,80 |
5,95 |
,254 6,45 |
1,867 47,4 |
1,773 45,03 |
2,875 73,03 |
3,063 77,80 |
2,910 73,91 |
||
соединениям |
Группа прочнос ти |
Сминающее давление, |
Внутреннее давление, при котором |
Осевая нагрузка, при которой напряжения |
|||
Безмуфтовые соединения, дюйм (мм) |
Для труб без высадки |
Для труб с высадкой |
Для безмуф- товых труб |
||||
Внутренний диаметр |
Наружный диаметр |
||||||
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
7,680 10,560 14,410 15,370 |
7,530 10,360 14,120 15,070 |
6,360 8,740 11,920 12,710 |
13,310 18,290 24,950 26,610 |
|||
,955 (24,26) |
1,550 (39,37) |
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
7,270 10,000 13,640 14,550 |
7,080 9,730 13,270 14,160 |
10,960 15,060 20,540 21,910 |
19,760 27,160 37,040 39,510 |
15,970 21,960 29.940 31.940 |
1,286 (32,66) |
1,880 (47,75) |
Н-40 J-55 |
5,570 7,660 |
5,270 7,250 |
22,180 30,500 |
||
1,286 (32,66) |
1,880 (47,75) |
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
6,180 8,490 11,580 12,360 |
5,900 8,120 11,070 11,810 |
15,530 21,360 29,120 31,060 |
26,740 36,770 50,140 53,480 |
22,180 30,500 41,600 44,370 |
1,516 (38,51) |
2,110 (53,59) |
Н-40 J-55 |
4,920 6,640 |
4,610 6,330 |
26,890 36,970 |
||
1,516 (38,51) |
2,110 (53,59) |
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
5,640 7,750 10,570 11,280 |
5,340 7,350 10,020 10,680 |
19,090 26,250 35,800 38,180 |
31,980 43,970 59.960 63.960 |
26,890 36,970 50,420 53,780 |
1,657 |
2,325 |
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
5,590 7,690 10,480 11,180 |
5,290 7,280 8,920 10,590 |
35,690 49,070 66,910 71,370 |
||
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
5,230 7,190 9,520 9,980 |
4,920 6,770 9,230 9,840 |
30,130 41,430 56,500 60,260 |
||||
Н-40 J-55 С-75 N-80 Р-105 |
5,890 8, 1 00 11,040 11,780 15,460 |
5,600 7.700 10,500 11,200 14.700 |
35,960 49,450 67,430 71,930 94,410 |
52,170 71,730 97,820 104,340 136,940 |
|||
С-75 N-80 Р-105 |
14,330 15,280 20,060 |
14,040 14,970 19,650 |
96,560 102,990 135,180 |
126,940 135,400 177,710 |
Наруж ный диа метр, дюйм (мм) |
Удельный вес, фунт/фут |
Тол щина стен ки, дюйм (мм) |
Внут- рен- ний диа метр, дюйм (мм) |
Данные |
|||||
Трубы с муфтой |
Трубы с муфтой с вы-садкой |
Без- муф- то- вые тру бы |
Внут ренний диа метр муфты, дюйм (мм) |
Наружный диаметр муфты, дюйм (мм) |
|||||
труб без вы садки |
труб с высадкой |
труб с высадкой |
|||||||
2,875 (73,0) |
6,40 |
6,50 |
,217 (5,51) |
2,441 (62,0) |
2,347 (59,61) |
3,500 (88,90) |
3,668 (93,17) |
3,460 (87,88) |
|
8,60 |
8,70 |
,308 (7,82) |
2,259 (57,4) |
2,165 (54,99) |
3,500 (88,90) |
3,668 (93,17) |
3,460 (87,88) |
||
3,500 (88,9) |
7,70 |
,216 (5,49) |
3,068 (77,9) |
2,943 (74,75) |
4,250 (107,95) |
||||
9,20 |
9,30 |
,254 (6,45) |
2,992 (76,0) |
2,867 (72,82) |
4,250 (107,95) |
4,500 (114,30) |
4, 1 80 (106,17) |
||
10,20 |
,289 (7,34) |
2,922 (74,2) |
2,797 (71,04) |
4,250 (107,95) |
|||||
12,70 |
12,95 |
,375 (9,52) |
2,750 (69,9) |
2,625 (66,68) |
4,250 (107,95) |
4,500 (114,30) |
4,180 (106,17) |
||
4,000 (101,6) |
9,50 |
,226 (5,74) |
3,548 (90,1) |
3,423 (86,94) |
4,750 (120,65) |
||||
11,00 |
,262 (6,65) |
3,476 (88,3) |
3,351 (85,12) |
5,000 (127,0) |
|||||
4,500 (114,3) |
12,6 |
12,75 |
,271 (6,88) |
3,958 (100,5) |
3,833 (97,36) |
5,200 (132,08) |
5,563 (141,3) |
соединениям |
Группа прочнос ти |
Сминающее давление, |
Внутреннее давление, п р и котором |
Осевая нагрузка, при которой напряжения |
|||
Безмуфтовые соединения, дюйм (мм) |
Для труб без высадки |
Для труб с высадкой |
Для безмуф- товых труб |
||||
Внутренний диаметр |
Наружный диаметр |
||||||
Н-40 J-55 С-75 N-80 Р-105 |
5,580 7,680 10,470 11,160 14,010 |
5,280 7,260 9,910 10,570 13,870 |
52,780 72,580 98,970 105,570 138,560 |
72,480 99,660 135,900 144,960 190,260 |
|||
С-75 N-80 Р-105 |
14,350 15,300 20,090 |
14,060 15,000 19,690 |
149,360 159,310 209,100 |
186,290 198,710 260,810 |
|||
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
4,630 5,970 7,540 7,870 |
4,320 5,940 8,100 8,640 |
65,070 89,470 122,010 130,140 |
||||
Н-40 J-55 С-75 N-80 Р-105 |
5,380 7,400 10,040 10,530 13,050 |
5,080 6,980 9,520 10,160 13,340 |
79,540 109,370 149,140 159,090 208,800 |
103,610 142,460 194,260 202,220 271,970 |
|||
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
6,060 8,330 11,360 12,120 |
5,780 7,950 10,840 11,560 |
92,550 127,250 173,530 185,100 |
||||
С-75 N-80 Р-105 |
14,350 15,310 20,090 |
14,060 15,000 19,690 |
230,990 246.390 323.390 |
276,120 294,530 386,570 |
|||
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
4,060 5,110 6,350 6,590 |
3,960 5,440 7,420 7,910 |
72,000 99.010 135.010 144.010 |
||||
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
4,900 6,590 8,410 8,800 |
4,590 6,300 8,600 9,170 |
123,070 169,220 230,750 246,140 |
||||
Н-40 J-55 С-75 N-80 |
4.500 5,720 7,200 7.500 |
4,220 5,800 7,900 8,430 |
104,360 143,500 195,680 208,730 |
144,020 198,030 270.040 288.040 |
Дюймы |
Милли метры |
Дюймы |
Миллиметры |
Дюймы |
Милли метры |
1 |
25,4 |
5 |
127,0 |
9 |
228,6 |
2 |
50,8 |
6 |
152,4 |
10 |
254,0 |
3 |
76,2 |
7 |
177,8 |
11 |
279,4 |
4 |
101,6 |
8 |
203,2 |
12 |
304,8 |
Т а б л и ц а 5.12
Перевод долей дюймов в миллиметры
Дюймы в записи |
Дюймы в десятичной |
Миллиметр ы |
Дюймы в записи дробью |
Дюймы в |
Миллимет ры |
1/64 |
,015625 |
0,397 |
33/64 |
,515625 |
13,097 |
1/32 |
,03125 |
0,794 |
17/32 |
,53125 |
13,494 |
3/64 |
,046875 |
1,191 |
35/64 |
,546875 |
13,891 |
1/16 |
,0625 |
1,588 |
9/16 |
,5625 |
14,288 |
5/64 |
,078125 |
1,984 |
37/64 |
,578125 |
14,684 |
3/32 |
,09375 |
2,381 |
19/32 |
,59375 |
15,081 |
7/64 |
,109375 |
2,778 |
39/64 |
,609375 |
15,478 |
1/8 |
,1250 |
3,175 |
5/8 |
,6250 |
15,875 |
9/64 |
,140625 |
3,572 |
41/64 |
,640625 |
16,272 |
5/32 |
,15625 |
3,969 |
21/32 |
,65625 |
16,669 |
11/64 |
,171875 |
4,366 |
43/64 |
,671875 |
17,066 |
3/16 |
,1875 |
4,763 |
11/16 |
,6875 |
17,463 |
13/64 |
,203125 |
5,159 |
45/64 |
,703125 |
17,859 |
7/32 |
,21875 |
5,556 |
23/32 |
,71875 |
18,256 |
15/64 |
,234375 |
5,953 |
47/54 |
,734375 |
18,653 |
1/4 |
,2500 |
6,350 |
3/4 |
,7500 |
19,050 |
17/64 |
,265625 |
6,747 |
49/64 |
,765625 |
19,447 |
9/32 |
,28125 |
7,144 |
25/32 |
,78125 |
19,844 |
19/64 |
,296875 |
7,541 |
51/64 |
,796875 |
20,241 |
5/16 |
,3125 |
7,938 |
13/16 |
,8125 |
20,638 |
21/64 |
,328125 |
8,334 |
53/64 |
,828125 |
21,034 |
11/32 |
,34375 |
8,731 |
27/32 |
,84375 |
21,431 |
23/64 |
,359375 |
9,128 |
55/64 |
,859375 |
21,828 |
3/8 |
,3750 |
9,525 |
7/8 |
,8750 |
22,225 |
25/64 |
,390625 |
9,922 |
57/64 |
,890625 |
22,622 |
13/32 |
,40625 |
10,319 |
29/32 |
,90625 |
23,019 |
27/64 |
,421875 |
10,716 |
59/64 |
,921875 |
23,416 |
7/16 |
,4375 |
11,113 |
15/16 |
,9375 |
23,813 |
29/64 |
,453125 |
11,509 |
61/64 |
,953125 |
24,209 |
15/32 |
,46875 |
11,906 |
31/32 |
,96875 |
24,606 |
31/64 |
,484375 |
12,303 |
63/64 |
,984375 |
25,003 |
1/2 |
,5000 |
12,700 |
1 |
1,000 |
25,400 |
Характеристика
нестандартных и тяжелых НКТ, выпускаемых за
рубежом
Наружный диаметр, дюйм (мм) |
Ч о~’н ? |
Толщина стенки, дюйм (мм) |
Внутренний диаметр, дюйм |
Тип |
Данные по |
Взаимо заменяе мость соеди нений труб |
|||||
Внутренний диаметр муфты |
Наружный диаметр муфты обычного исполнения |
Наружный диаметр муфты специального |
|||||||||
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
||||||
1,050 (26,7) |
1,13 |
,113 (2,87) |
,824 (20,93) |
GST Streamline Hydril CS VAM |
,687 ,807 |
17,45 20,49 |
1,310 1,327 1,299 |
33,27 33,71 32,99 |
1,300 |
33,02 |
|
1,47 |
,154 (3,91) |
,742 (18,85) |
Hydril CS VAM |
,687 ,728 |
17,45 18,49 |
1,327 1,339 |
33,71 34,01 |
||||
1,315 (33,4) |
1,68 |
,133 (3,38) |
1,049 (26,64) |
Rucker Atlas Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS GST Streamline Hydril CS |
,985 ,985 ,970 1,004 |
25.02 25.02 24,64 25,50 |
1.551 1,562 1.551 1,550 1.552 1,555 |
39.40 39,67 39.40 39,37 39,42 39,49 |
1,525 |
38,74 |
|
1,315 (33,4) |
2,17 |
,179 (4,55) |
,957 (24,31) |
Rucker Atlas Hydril CS VAM |
,849 ,864 ,906 |
21,56 21,95 23,01 |
1,600 1,600 1,614 |
40.64 40.64 40,99 |
|||
1,660 (42,2) |
2,27 |
,140 (3,56) |
1,380 (35,05) |
Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Bradford |
1,889 |
47,98 |
|||||
2,27 |
,140 |
1,380 |
DSS-HT & IJ-3SS Rucker |
1.301 1.301 |
33.05 33.05 |
1,893 1,889 |
48,08 47,98 |
Наружный диаметр, дюйм (мм) |
Удель ный вес, фунт/ фут |
Толщина стенки, дюйм (мм) |
Внутренний диаметр, дюйм |
Тип |
Данные по |
Взаимо заменяе мость соеди нений труб |
|||||
Внутренний диаметр муфты |
Наружный диаметр муфты обычного исполнения |
Наружный диаметр муфты специального |
|||||||||
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
||||||
1,660 (42,2) |
(3,56) |
(35,05) |
GST Streamline Hydril A-95 Hydril CS VAM |
1.300 1.300 1,307 |
33.02 33.02 33,19 |
1,880 1,898 1,883 1,913 |
47,75 48,21 47,83 48,59 |
1.858 1.858 |
47.19 47.19 |
CS A-95 |
|
2,99 |
,191 (4,85) |
1,278 (32,46) |
Hydril CS VAM |
1,218 1,209 |
30,94 30,70 |
1,927 1,976 |
48,95 50,19 |
A-95 |
|||
3,09 |
,198 (5,03) |
1,264 (32,11) |
Hydril |
1,200 |
30,48 |
1,927 |
48,95 |
A-95 |
|||
1,900 (4,83) |
2,75 |
,145 (3,68) |
1,610 (40,89) |
Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker GST Streamline Hydril A-95 Hydril Mannesmann Omega |
1.531 1.531 1.530 1.530 1,594 |
38.89 38.89 38.86 38.86 40,49 |
2.125 2,123 2.125 2,110 2,134 2,113 2,039 |
53.98 53.98 53,59 54,20 53,67 51,79 |
2.094 2.094 |
53.19 53.19 |
CS A-95 |
1,900 (48,3) |
2,75 |
,145 (3,68) |
1,610 (40,89) |
VAM |
1,535 |
38,98 |
2,142 |
54,40 |
|||
3,63 |
,200 (5,08) |
1,500 (38,1) |
Hydril CS VAM |
1,440 1,429 |
36,58 36,29 |
2,162 2,220 |
54,91 56,38 |
A-95 |
|||
3,93 |
,219 (5,56) |
1,462 (37,13) |
Hydril CS |
1,390 |
35,31 |
2,179 |
55,35 |
A-95 |
|||
2,000 (50,8) |
3,23 |
,165 (4,19) |
1,670 (42,42) |
National Buttress Pittsburgh 8 |
2.500 2.500 |
63.50 63.50 |
2.300 2.300 |
58.42 58.42 |
2,063 (52,4) |
3,18 |
,156 (3,96) |
1,750 (44,45) |
Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford DSS-HT GST Streamline |
1.685 1.685 |
42.80 42.80 |
2.320 2,340 2.320 2,310 |
58.93 59,44 58.93 58,67 |
|||
Hydril A-95 |
1,700 |
43,18 |
2,325 |
59,06 |
2,300 |
58,42 |
CS |
||||
Hydril |
1,700 |
43,18 |
2,330 |
59,18 |
2,300 |
58,42 |
A-95 |
||||
VAM |
1,677 |
42,59 |
2,331 |
59,20 |
|||||||
4,41 |
,225 |
1,163 |
Hydril CS |
1,550 |
39,37 |
2,375 |
60,33 |
A-95 |
|||
(5,71) |
(40,97) |
||||||||||
2,375 |
4,43 |
,190 |
1,995 |
Rucker Atlas Bradford |
2,700 |
68,58 |
|||||
(60,3) |
(4,83) |
(50,67) |
DS-HT |
||||||||
Rucker Atlas Bradford |
1,930 |
49,02 |
2,710 |
68,63 |
|||||||
DSS-HT |
|||||||||||
Rucker Atlas Bradford |
1,935 |
49,15 |
2,700 |
68,58 |
|||||||
IJ-3S |
|||||||||||
Rucker Atlas Bradford |
1,945 |
49,40 |
2,750 |
68,85 |
TC-4S |
||||||
IJ-4S |
|||||||||||
Rucker Atlas |
2,875 |
73,03 |
2,750 |
69,85 |
IJ-4S |
||||||
TC-4S |
|||||||||||
Rucker Atlas |
1,926 |
49,92 |
2,375 |
60,32 |
|||||||
FL-3S & FL-4S |
|||||||||||
2,375 |
Armco |
1,950 |
49,53 |
2,875 |
73,03 |
2,700 |
68,58 |
||||
(60,3) |
Lock |
||||||||||
Extreme Line |
1,935 |
49,15 |
3,000 |
76,20 |
|||||||
GST Streamline |
2,700 |
68,58 |
|||||||||
4,43 |
,190 |
1,995 |
Hydril A-95 & CS |
1,945 |
49,40 |
2,700 |
68,58 |
2,630 |
66,80 |
||
(4,83) |
(50,67) |
Hydril CFJ-P |
1,945 |
49,40 |
2,525 |
64,14 |
|||||
Hydril Super FJ |
1,945 |
49,40 |
2,437 |
61,90 |
2,700 |
68,58 |
4,6 lb FJ |
||||
Mannesmann Omega |
1,988 |
50,49 |
2,551 |
64,80 |
2,618 |
66,49 |
|||||
Mannesmann TDS |
2,875 |
73,03 |
|||||||||
Buttress & 8 Acme |
2,875 |
73,03 |
|||||||||
VAM |
1,929 |
49,00 |
2,697 |
68,50 |
Данные по |
соединениям |
||||||||||
Наружный диаметр, |
Удель ный вес, фунт/ фут |
Толщина стенки, |
Внутренний |
Тип |
Внутренний диаметр муфты |
Наружный диаметр муфты обычного исполнения |
Наружный диаметр муфты специального |
Взаимо заменяе мость соеди нений труб |
|||
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
||||||
2,375 (60,3) |
5,01 |
,218 (5,54) |
1,939 (49,22) |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril CS Hydril CFJ-P VAM |
1,875 1,840 1.890 1.890 1,929 |
47,63 48.01 48.01 48.01 49,00 |
2,710 2,750 2,875 2,740 2,525 2,697 |
68,83 69,85 73,03 69,60 64,14 68,50 |
2,750 2,618 |
69,85 66,50 |
TC-4S IJ-4S A-95 |
,254 |
1,867 |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas |
1,805 1,820 1,823 |
45,85 46,23 46,30 |
2,910 2,800 2,875 2,375 |
73,91 71,12 73,03 60,33 |
2,800 |
71,12 |
TC-4S IJ-4S |
||
5,75 |
(6,45) |
(47,42) |
Armco Seal Lock |
1,450 |
49,53 |
2,875 |
73,03 |
||||
Extreme Line |
1,807 1,805 1,87 1.867 1.867 |
45,90 45,85 47.42 47.42 47.42 |
3,000 2,906 2,614 2,875 2,776 |
76,20 73,81 66,40 73,03 70,51 |
2,697 |
68,50 |
|||||
5,89 |
,261 |
1,853 |
Rucker Atlas Bradford DSS HT |
1,791 1,806 |
45,49 45,87 |
2,910 2,800 |
73,91 71,12 |
TC-4S |
(6,63) |
(47,07) |
Rucker Atlas Bradford Hydril PH-6 |
1,795 |
45,59 |
2,875 2,937 |
73,03 74,60 |
2,800 |
71,12 |
IJ-4S |
||
2,375 |
,280 (7,12) |
1,815 |
Rucker Atlas Bradford FL 3S |
1,771 |
44,98 |
||||||
(60,3) |
6,26 |
(46,06) |
VAM |
1,866 |
47,40 |
2,856 |
72,54 |
||||
7,3 |
,336 (8,53) |
1,703 (43,24) |
Rucker Atlas Rucker Hydril PH-6 |
1,641 1,656 1,645 |
41,68 42,06 41,78 |
3,135 2,900 3,000 3,125 |
79,63 73,66 76,20 79,38 |
2,400 |
73,66 |
TC-4S IJ-4S |
|
VAM |
1,866 |
47,40 |
2,856 |
72,54 |
|||||||
2,875 (73,0) |
6,16 |
,217 (5,51) |
2,441 (62,00) |
Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas |
2.379 2.379 2,394 2,372 2,396 |
60.43 60.43 60,81 60,25 60,86 |
3.218 3,230 3.218 3,250 3.500 2,875 3.500 |
81.74 82,04 81.74 82,55 88.90 73,03 88.90 |
3,250 3,220 |
82,55 81,79 |
TC-4S IJ-4S |
Armco |
2,396 |
60,86 |
3,500 |
88,90 |
3,220 |
81,79 |
|||||
2,875 (73,0) |
6,16 |
,217 (5,51) |
2,441 (62,00) |
Extreme Line GST Streamline Hydril A-95 Hydril CS Hydril |
2,381 2.375 2.375 |
60,48 60.33 60.33 |
3,500 3.220 3.220 3.220 3,000 |
88,90 81.79 81.79 81.79 76,20 |
3.155 3.155 |
88.14 80.14 |
CS A-95 |
Hydril Super FJ |
2,375 |
60,33 |
2,968 |
75,39 |
6,4 lb FJ |
Данные по |
соединениям |
||||||||||
Наружный диаметр, дюйм (мм) |
Удель ный вес, фунт/ фут |
Толщина стенки, дюйм (мм) |
Внутренний диаметр, дюйм (мм) |
Тип соединения |
Внутренний диаметр муфты |
Наружный диаметр муфты обычного исполнения |
Наружный диаметр муфты |
Взаимо заменяе мость соеди нений труб |
|||
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
||||||
Mannesmann Omega Mannesmann TDS National |
2,375 |
60,33 |
3,079 3.500 3.500 3.500 3,197 |
78,21 88.90 88.90 88.90 81,20 |
3.220 3.220 |
81.79 81.79 80,01 |
|||||
6,48 (6,48) |
,276 (7.01) ,276 (7.01) |
2.323 (59.00) 2.323 (59.00) |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S Hvdril PH-6 |
2,261 2,276 2,279 2,265 |
57,43 57,81 57,89 57,53 |
3,385 3,375 3,500 2,875 3,437 |
85,98 85,73 88,90 73,03 87,30 |
3,375 |
85,73 |
TC-4S IJ-4S |
|
VAM |
2,323 |
59,00 |
3,327 |
84,51 |
3,264 |
82,91 |
|||||
2,875 (73,0) |
(8,44) |
,308 |
2,259 |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT Rucker Atlas Rucker Atlas Bradford FL 3S |
2,197 2,212 2,215 |
55,80 56,18 56,26 |
3,510 3,375 3,500 2,875 |
89,15 85,73 88,90 73,03 |
3,375 |
85,73 |
TC-4S IJ-4S |
(7,82) |
(57,36) |
Armco Seal Lock Extreme |
2,396 2,199 |
60,86 55,85 |
3,500 3,625 |
88,90 92,08 |
Hydril PH-6 |
2,200 |
55,88 |
3,500 |
88,90 |
|||||||
Mannesmann Omega |
2,260 |
57,40 |
3,154 3,500 3,327 |
80,11 88,90 84,51 |
3,264 |
82,91 |
|||||
9,78 |
,340 8,64 |
2,195 55,75 |
Rucker Atlas Rucker Hydril PH-6 |
2,133 2,148 2,130 |
54,18 54,56 54,10 |
3,635 3,450 3,500 3,625 |
92,33 87,63 88,90 92,08 |
3,450 |
87,63 |
TC-4S IJ-4S |
|
2,875 |
9,69 |
,362 9,19 |
2,151 54,64 |
Rucker Atlas Bradford |
2,107 |
53,52 |
2,875 |
73,03 |
|||
73 |
VAM |
2,260 |
57,40 |
3,453 |
87,71 |
||||||
10,39 |
,392 9,96 |
2,091 53,11 |
Hydril PH-6 |
2,030 |
51,56 |
3,687 |
93,65 |
||||
10,66 |
,405 10,28 |
2,065 52,46 |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-SS Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-4 Hydril |
2,003 2,018 2,000 2,000 |
50,88 51,26 50.80 50.80 |
3,760 3,500 3,625 3.750 3.750 |
95,50 88,90 92,08 95.25 95.25 |
3,500 |
88,90 |
TC-4S IJ-4S |
|
VAM |
2,205 |
56,0 |
3,453 |
87,71 |
|||||||
2,875 (73) |
(11,44) |
,440 (11,18) |
1,995 (50,67) |
Rucker Atlas Bradford DSS HT Rucker Atlas Bradford Hydril PH-4 |
1,933 1,948 1,945 |
49,10 49,48 49,40 |
3,760 3,550 3,625 3,750 |
95,50 90,17 92,08 95,25 |
3,550 |
90,17 |
TC-4S IJ-4S |
(7,57) |
,216 (5,49) |
3,068 (77,93) |
Rucker Atlas Bradford FL-3S |
2,968 3,067 2,972 |
75,39 77,90 75,49 |
3,500 3,701 3,803 |
88,90 94,01 96,60 |
Наружный диаметр, дюйм |
Удель ный вес, фунт/ фут |
Толщина |
Внутренний диаметр, дюйм (мм) |
Тип соединения |
Данные по соединениям |
Взаимо заменяе мость соеди нений труб |
|||||
Внутренний диаметр муфты |
Наружный диаметр муфты обычного исполнения |
Наружный диаметр муфты специального |
|||||||||
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
||||||
3,500 (88,9) |
(8,81) |
,254 (6,45) |
2,992 (76,00) |
Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford DSS Rucker Atlas Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S Armco Nu-Lock Armco Seal |
2,920 2.932 2.932 2,917 2,947 2,927 |
74,16 74.47 74.47 74,09 74,85 74,35 |
3.875 3.875 3.875 3,950 4.250 3,500 4.250 4.250 |
98.43 98.43 98.43 100,33 107.95 88,90 107.95 107.95 |
3,950 3.865 3.865 |
100,33 98.17 98.17 |
TC-4S IJ-4S |
3,500 (88,9) |
Extreme Line GST Streamline Hydril A-95 & CS Hvdril |
2,907 2.920 2.920 |
73,84 74.17 74.17 |
4,250 3,865 3,905 3,609 |
107,95 98,17 99,19 91,67 |
3,805 |
96,65 |
||||
(8,81) |
,254 (6,45) |
2,992 (76,00) |
Hydril Super FJ Mannesmann Omega |
2,930 2.992 2.992 2,972 |
74,42 76.00 76.00 75,49 |
3,594 4.250 4.250 4.250 3,862 |
91,29 107.95 107.95 107.95 48,09 |
3.865 3.865 |
98.17 98.17 96,34 |
9,2 lb FJ |
|
Rucker Atlas Bradford |
2,847 |
72,31 |
3,947 |
100,25 |
(9.91) (9.91) |
,289 (7,34) |
2,922 (74,22) |
Rucker Atlas Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Mannesmann Omega Mannesmann TDS VAM |
2,862 2,847 2.878 2.878 2,860 2.921 2.921 |
72,69 72,31 73.10 73.10 74.10 72,64 74,19 74,30 |
3,950 4.250 3,500 3,955 3,609 3,594 4.250 3,917 |
100,33 107.95 88,90 100,46 91,67 91,29 107.95 99,49 |
3,950 3,852 |
100,33 97,84 |
TC-4S IJ-4S A-95 10,2 lb FJ |
|
3,500 (88,9) |
(12,31) |
,368 (9,35) |
2,764 (70,21) |
Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S Hydril Super FJ Hydril |
2,689 2.700 2.700 |
68,30 68.58 68.58 |
3,500 3,594 4,312 |
88,90 91,29 109,52 |
15,5 FJ/SFJ |
||
Rucker Atlas Bradford |
2,675 |
67,95 |
4,260 |
108,20 |
|||||||
DSS HT |
2,690 |
68,33 |
4,100 |
104,14 |
TC-4S |
||||||
(12,52) |
,375 (9,52) |
2,750 (69,86) |
IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford |
2,675 |
67,95 |
4,250 3,500 |
107,95 88,90 |
4,100 |
104,14 |
IJ-4S |
|
Armco Seal Lock |
2,927 |
74,35 |
4,250 |
107,95 |
|||||||
(12,52) |
,375 (9,52) |
2,750 (69,86) |
Extreme Line Hydril PH-6 Mannesmann Omega Mannesmann TD VAM |
2,687 2.752 2.752 2,925 |
68,25 69.90 69.90 74,30 |
4,312 4,250 4,035 |
109,52 107,95 102,49 |
3,957 |
100,51 |
||
(13,6) |
,413 (10,49) |
2,673 (67,89) |
VAM |
2,835 |
72,01 |
4,138 |
105,11 |
4,026 |
100,26 |
||
(14,62) |
Rucker Atlas Bradford FL3S & FL-4S |
2,527 |
64,19 |
3,500 |
88,90 |
Данные по |
соединениям |
||||||||||
Наружный диаметр, дюйм (мм) |
Удель ный вес, фунт/ фут |
Толщина стенки, дюйм (мм) |
Внутренний диаметр, дюйм (мм) |
Тип соединения |
Внутренний диаметр муфты |
Наружный диаметр муфты обычного исполнения |
Наружный диаметр муфты |
Взаимо заменяе мость соеди нений труб |
|||
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
||||||
3,500 (88,9) |
,449 (11,40) |
2,602 (66,09) |
Hydril Super FJ |
2,540 |
64,52 |
3,594 |
91,29 |
12,8 FJ/SFJ |
|||
VAM |
2,756 |
70,00 |
4,138 |
105,11 |
4,026 |
102,26 |
|||||
(15,37) |
,476 (12,09) |
2,548 (64,72) |
Rucker Atlas Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-6 |
2,470 2,488 2,485 |
62,74 63,20 63,12 |
4,385 4,200 4,375 4,500 |
111,38 106,68 111,13 114,30 |
4,200 |
106,68 |
TC-4S IJ-4S |
|
(15,68) |
,488 (12,40) |
2,524 (64,10) |
VAM |
2,756 |
70,00 |
4,252 |
108,00 |
4,128 |
104,85 |
||
3,500 |
(16,28) |
,510 (12,95) |
2,480 (62,99) |
Rucker Atlas Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-4 Hydril |
2,391 2,420 2.406 2.406 |
60,73 61,47 61,11 61,11 |
4,525 4,250 4,375 4.562 4.562 |
114.94 107.95 111,13 115.87 115.87 |
4,250 |
107,95 |
TC-4S IJ-4S |
(88,9) |
(16,81) |
,530 (13,46) |
2,440 (61,98) |
Extreme Line Hydril PH-4 |
2,398 2,375 |
60,91 60,33 |
4,374 4,562 |
111,10 115,87 |
|||
4,000 (101,6) |
(9,11) |
,226 |
3,548 |
Rucker Atlas Bradford FL 3S |
3,448 |
87,58 |
4,000 |
101,60 |
|||
(5,74) |
(90,12) |
Mannesmann Omega |
3,547 |
90,09 |
4,209 |
106,91 |
VAM |
3,480 |
88,39 |
4,325 |
109,86 |
|||||||
Rucker Atlas |
4,412 |
112,06 |
|||||||||
Rucker Atlas |
3,401 |
86,39 |
4,385 |
111,38 |
TC-4S |
||||||
,262 |
3,476 |
DSS-HT |
3,401 |
86,39 |
4,412 |
112,06 |
IJ-4S |
||||
(10,46) |
(6,65) |
(88,29) |
IJ-3S Rucker Atlas Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas |
3,416 3,401 |
86,77 86,39 |
4,450 4,500 4,000 |
113,03 114,30 101,60 |
4,450 |
113,03 |
||
4,000 |
(10,46) |
,262 (6,65) |
3,476 (88,29) |
FL 3S & FL-4S Hydril A-95 Mannesmann Omega |
3.395 3.395 3.395 3.476 3.476 |
86.23 86.23 86.23 88.29 88.29 |
4,405 4,100 4,094 4,236 4,748 |
111,89 104,14 103,99 107.59 120.60 |
4,315 |
109,60 |
11,6 FJ/SFJ |
(101,6) |
Pittsburgh 8 Acme National Buttress VAM |
3,457 |
87,81 |
4.750 4.750 4,366 |
120.65 120.65 110,90 |
4.400 4.400 4,315 |
111.76 111.76 109,60 |
||||
(11,34) |
,286 (7,26) |
3,438 (87,08) |
Rucker Atlas Bradford FL 3S |
3,353 3,350 |
85,17 85,09 |
4,000 4,094 |
101,60 103,99 |
11 FJ/SFJ |
|||
(12,93) |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Bradford TC-4S |
3,265 3,280 |
82,93 83,31 |
4,572 4,525 4,625 |
116,13 114,94 117,48 |
4,525 |
114,94 |
TC-4S IJ-4S |
|||
,330 (8,38) |
3,340 (84,84) |
Rucker Atlas Bradford FL 3S |
3,265 |
82,93 |
4,000 |
101,60 |
|||||
Hydril Super FJ |
3,260 |
82,80 |
4,094 |
103,99 |
13,4 lb FJ |
Наружный диаметр, дюйм (мм) |
Удель ный вес, фунт/ фут |
Толщина стенки, дюйм (мм) |
Внутренний диаметр, дюйм |
Тип |
Данные по |
Взаимо заменяе мость соеди нений труб |
|||||
Внутренний диаметр муфты |
Наружный диаметр муфты обычного исполнения |
Наружный диаметр муфты специального |
|||||||||
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
||||||
4,000 (101,6) |
(12,93) (8,38) |
,330 (84,84) |
3,340 |
Hydril PH-6 |
3,275 |
83,19 |
4,625 |
117,48 |
|||
VAM |
3,457 |
87,81 |
4,468 |
113,49 |
4,356 |
110,64 |
|||||
(14,66) |
,380 (9,65) |
3,240 (82,3) |
VAM |
3,346 |
84,99 |
4,614 |
117,20 |
||||
(16,36) (18,69) |
,430 (10,92) ,500 (12,70) |
3,140 (79,76) 3,000 (76,20) |
VAM Hydril PH-4 |
3,346 2,920 |
84,99 74,17 |
4,614 5,000 |
117,20 127,00 |
||||
(22,08) |
Hydril |
2,700 |
68,58 |
5,187 |
131,75 |
||||||
4,500 (114,3) |
(9,4) |
,205 (5,21) |
4,090 (103,89) |
Rucker Atlas Bradford FL-3S |
3,990 |
101,35 |
4,500 |
114,30 |
|||
(10,23) |
,224 (5,69) |
4,052 (102,92) |
Rucker Atlas Bradford FL-3S |
3,952 |
100,38 |
4,500 |
114,30 |
||||
(11,35) |
,250 (6,35) |
4,000 (101,60) |
Rucker Atlas Bradford FL-3S |
3,925 |
99,70 |
4,500 |
114,30 |
||||
,271 (6,88) (8,38) |
3,958 (100,53) (84,84) |
Rucker Rucker Atlas Bradford DSS HT Rucker Atlas TC-4S VAM |
3,883 3,898 3,457 |
98,63 99,01 87,81 |
4,88 4,940 4,960 5,000 4,468 |
123,95 125.48 125,98 127,00 113.49 |
4,960 4,356 |
125,8 110,64 |
TC-4S IJ-4S |
||
Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S |
3,883 |
98,63 |
4,500 |
114,30 |
4,500 (114,3) |
(12,24) |
Hydril A-95 & CS Hydril |
3.865 3.865 |
98.17 98.17 |
4,910 4,609 |
124,71 117,07 |
4,825 |
122,56 |
|||
(13,04) |
0,290 (7,37) |
3,920 (99,57) |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S |
3,845 3,860 |
97,66 98,04 |
4,940 4,960 5,000 |
125,48 125,98 127,00 |
4,960 |
125,98 |
TC-4S IJ-4S |
|
(13,04) |
,290 (7,37) |
3,920 (99,57) |
Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S Hydril CS Mannesmann TDS |
3,845 3.840 3.840 3,921 |
97,66 97.54 97.54 99,59 |
4,500 4,935 4,594 5,201 |
114,30 125,35 116,69 132,11 |
A-95 12,6 FJ/SFJ |
|||
(14,98) |
,337 (8,56) |
3,826 (97,18) |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Bradford TC-4S |
3,751 3,766 |
95,28 95,66 |
5,060 5,200 5,250 |
128,52 132,08 133,35 |
5,200 |
132,08 |
TC-4S IJ-4S |
|
Rucker Atlas Bradford FL 3S |
3,751 3,765 |
95,28 95,63 |
4,500 5,125 |
114,30 130,18 |
|||||||
Mannesmann TDS |
3,827 |
97,21 |
5,201 |
132,11 |
|||||||
(16,44) |
3,73 (9,47) |
3,754 (95,35) |
Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford |
3.679 3.680 |
93,45 93,47 |
5,150 5,200 5,250 |
130,81 132,08 133,35 |
5,200 |
132,08 |
TC-4S IJ-4S |
|
(16,44) |
3,73 (9,47) |
3,754 (95,35) |
Rucker Atlas Bradford FL-3S |
3,679 |
93,45 |
4,500 |
114,3 |
||||
(18,69) |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker |
3,565 3,580 |
90,55 90,93 |
5,260 5,200 |
133,6 132,08 |
TC-4S |
Наружный диаметр, дюйм |
Удель ный вес, фунт/ фут |
Толщина стенки, дюйм (мм) |
Внутренний диаметр, дюйм (мм) |
Тип соединения |
Данные по соединениям |
Взаимо заменяе мость соеди нений труб |
|||||
Внутренний диаметр муфты |
Наружный диаметр муфты обычного исполнения |
Наружный диаметр муфты |
|||||||||
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
дюйм |
мм |
||||||
(4,500) |
,430 (10,92) |
3,640 (92,46) |
Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker |
3,565 3,560 |
90,55 90,42 |
5,250 4,500 5,312 |
133,35 114,30 134,92 |
5,200 |
132,08 |
IJ-4S |
|
(114,3) |
(21,36) |
,500 (12,70) |
3,500 (88,90) |
Rucker Atlas Bradford DSS-HT Rucker Atlas Bradford Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford |
3.425 3.425 3.425 3,420 |
86.99 86.99 86.99 86,87 |
5.375 5.375 5.375 4.500 5.500 |
136.53 136.53 136.53 114,30 139,70 |
5,300 |
134,62 |
TC-4S IJ-4S |
(23,56) |
,560 (14,22) |
3,380 (85,85) |
Hydril PH-4 |
3,300 |
83,82 |
5,562 |
141,27 |
||||
(26,04) |
,630 (16,00) |
3,240 (82,29) |
Hydril PH-4 |
3,160 |
80,26 |
5,687 |
144,45 |
туру труб, не
соответствующую стандарту АНИ, причем, как
правило, их технические характеристики не
уступают стандартным показателям. В табл.
5.13 представлены технические
характеристики подобных труб и их
соединений.
В последние годы
производители насосно-компрессорных труб в
России расширили номенклатуру выпускаемых
труб за пределы ГОСТ 633-80 и освоили выпуск
труб-аналогов, выпускаемых по стандартам
АНИ. Например, Синарский трубный завод,
наряду с трубами НКТ по ГОСТ 633-80, освоил
выпуск труб по ТУ 14-3-1534-87 (гладкие трубы с
узлом уплотнения из полимера), ТУ 14-3-1588-88 и
тУ 14-3-1282-84 (гладкие и гладкие
высокогерметичные с повышенной
пластичностью и хладостойкостью), ТУ
14-161-150-94 (гладкие и гладкие
высокогерметичные и с высаженными наружу
концами, коррозионно-стойкие в активных
сероводородных средах, имеющие повышенную
коррозиестойкость к соляным кислотам и
хладостойкие до температуры минус 60
°С).
5.3. Штанговые
скважинные насосы
В нашей стране
штанговые насосы выпускаются по двум
стандартам: ОСТ 26-16-06-86 (АО “Элкамнефтемаш”,
г. Пермь) и стандарт АНИ11АХ (АО
“Ижнефтемаш”, г. Ижевск, производство по
лицензии австрийской фирмы “Шеллер
Блекман” (SBS)). За рубежом для насосов
применим стандарт АНИ11АХ.
5.3.1.
Штанговые скважинные насосы по стандарту
ОСТ 26-16-06—86
Штанговые скважинные
насосы предназначены для откачивания из
нефтяных скважин жидкостей с температурой
не более 130 °С, обводненностью не более 99 % по
объему, вязкостью до 0,3 Па-с, минерализацией
воды до 10 г/л, содержанием механических
примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме
не более 25 %, сероводорода не более 50 мг/л и
концентрацией ионов водорода рН
4,2-8,0.
Стандарт предусматривает выпуск
двух схем штанговых насосов: вставных и
невставных. Основное принципиальное их
отличие в том, что цилиндр невставного
насоса встроен в колонну НКТ и для замены
насоса необходим подъем колонны НКТ.
Вставной насос опускается в трубы НКТ на
штангах и крепится в нужном месте колонны с
помощью специального фиксирующего
устройства, называемого замковой опорой.
Применение вставных насосов значительно
ускоряет ремонт скважины, так как для его
смены требуется подъем лишь штанговой
колонны. В то же время невставной насос
значительно проще по конструкции и не
требует применения замковой опоры.
Невставные насосы получили широкое
распространение для подъема больших
объемов жидкостей из относительно
небольших глубин, вставные же насосы более
удобны в глубоких скважинах.
Скважинные
насосы по ОСТ 26-16-06-86 выпускают следующих
типов: НВ1 вставной с замком наверху, НВ2
вставной с замком внизу, НН невставной без
ловителя, НН1 невставной с захватным штоком,
НН2 невставной с ловителем (рис.
5.9).
Принципиальное отличие насосов НВ1
от НВ2 в том, что в первом случае крепление
осуществляется в верхней части насоса, а во
втором — в нижней. Нижнее крепление насоса
более предпочтительно при эксплуатации
глубоких скважин, однако их применение
нежелательно при откачке жидкостей с
большим содержанием механических примесей.
Верхнее крепление более надежно при добыче
нефтей с большим содержанием механических
примесей, однако условие нагружения
цилиндра насоса не позволяет их
использовать на больших
подвесках.
Невставные насосы НН1
отличаются от насосов НН2 механизмом
опорожнения колонны НКТ перед подъемом.
Узел всасывающего клапана у невставных
насосов выполняется съемным для того, чтобы
при подъеме НКТ с цилиндром насоса избежать
излива жидкости, находящейся в насосных
трубах на устье скважины. Наибольшее
распространение получили насосы НН2
вследствие большей надежности и простоты
конструкции механизма опорожнения. Узел
всасывающего клапана (конус) крепится к
цилиндру посредством седла конуса за счет
силы трения, в верхней части конуса
выполнена крестовина (шток ловителя). В
нижней части плунжера выполняется сам
ловитель, как правило байонетного типа,
позволяющий осуществлять захват и
освобождение узла всасывающего клапана.
Для извлечения узла всасывающего клапана и
последующего опорожнения колонны плунжер
опускается в крайнее нижнее положение и
затем поворачивается по часовой стрелке с
помощью штанговой колонны. При этом
происходит захват байонета с крестовиной, и
при последующем подъеме плунжера узел
всасывающего клапана срывается с седла и
извлекается на поверхность (рис. 5.10).
У
насосов НН1 нагнетательный клапан выполнен
в верхней части плунжера, во внутренней
полости плунжера свободно
Рис.
5.9. Штанговые насосы обычного (t, •, ,, „ )
и специального (%, А, Е) исполнения, по ОСТ
26-16-06-86
размещен захватный шток, жестко
закрепленный к узлу всасывающего клапана.
При движении плунжера шток остается
неподвижным. Во время подземного ремонта
штанговой колонны с плунжером насоса
головка штока упирается в упорную
поверхность плунжера, и узел всасывающего
клапана срывается с седла
конуса.
Подобное выполнение узла
всасывающего клапана позволяет
производить его замену без подъема
цилиндра насоса и обеспечивать слив
жидкости в скважину из НКТ.
В настоящее
время наибольшее распространение
получила
Рис. 5.10. Байонетный захват
узла всасывающего клапана невставного
насоса:
1 — байонет; 2 —
шток
технология сборки насосов НН1 и НН2,
при которой осуществляется раздельный
спуск 1 цилиндра и плунжера. При этом
цилиндр опускают на трубах НКТ, а плунжер —
на штангах. Это крайне отрицательно
сказывается на качестве сборки насоса и
последующем межремонтном периоде его
работы, так как плунжер при прохождении
внутри колонны НКТ до места установки
насоса получает повреждения в виде царапин
и рисок на полированной поверхности. Кроме
того, механические частицы в виде песка,
отложений, окалины срываются со стенок НКТ,
попадают на внутреннюю поверхность зеркала
цилиндра и забивают клапанные узлы,
существенно снижая ресурс работы насоса.
Поэтому ОСТ 26-16-06-86 предусматривает выпуск
насосов ННБА, которые собирают на
поверхности и спускают в скважину на трубах
НКТ. Низ штанговой колонны оборудуется
специальным сцепляющим устройством, и
после спуска колонны штанг происходит
сцепление его со штоком плунжера. Такие
насосы, как правило, имеют сливное
устройство, позволяющее опорожнять колонну
~ НКТ перед ее
подъемом. Это устройство
размещено выше
цилиндра. Узел всасывающего клапана
выполняют несъемным. Рассмотрим пример
обозначения насосов по ОСТ 26-16-06-86:
ХХХ Х —
ХХ — ХХ — ХХ — Х 1 2 3
4 5 6
1.
Тип насоса: НВ1, НВ2, НН, НН1,
НН2.
2. Исполнение насоса по
конструкции цилиндра и конструктивным
особенностям самого насоса:
Б —
безвтулочный, толстостенный цельный
цилиндр;
С — втулочный, составной
цилиндр;
И — износостойкое исполнение.
Буква И ставится в конце обозначения насоса
и означает, что насос предназначен для
работы в средах с содержанием механических
примесей от 1,3 до 3,5 г/л; если этой буквы нет,
то насос предназначен для работы в средах с
содержанием механических примесей до
1 ,3
г/л;
Т — насос с полым штоком. Данные
насосы предназначены для работы с полыми
штангами, причем подъем откачиваемой
жидкости осуществляется по внутреннему
каналу полых штанг;
А — насос с
автосцепом колонны штанг с плунжером.
Применяется только для насосов НН;
Д1, Д2 —
специальные двухплунжерные насосы для
откачки высоковязких, газированных
жидкостей или для утяжеления низа
штанговой колонны при ходе плунжера
вниз.
3. Условный диаметр насоса в
миллиметрах. Стандарт предусматривает
выпуск насосов условным диаметром 29, 32, 38, 44,
57, 70, 95 и 102 мм. Условный диаметр насоса
определяется диаметром плунжера и может не
совпадать с фактическим его значением.
Например, насосы условным диаметром 32 мм
будут иметь разброс фактических диаметров
плунжеров от 31,9 до 32,425 с шагом 0,025 мм.
4.
Максимальный ход плунжера в миллиметрах,
уменьшенный в 100 раз.
5. Напор в метрах
водяного столба, уменьшенный в 100 раз.
6.
Группа посадки 0, 1, 2, 3 по степени
увеличения зазора между плунжером и
цилиндром.
Пример. Насос НН2Б-44-30-12-1 —
насос невставной с ловителем, цилиндр
цельный безвтулочный, условный диаметр 44
мм, максимальный ход плунжера 3000 мм, напор
1200 м, 1 группа посадки, нормальное
исполнение.
Насос НВ1БТ-32-30-15-0И — насос
вставной с замком наверху, цилиндр цельный
безвтулочный, полый шток для подъема
жидкости по полым штангам, условный диаметр
32 мм, максимальный ход плунжера 3000 мм, напор
1500 м, 0 группа посадки, износостойкое
исполнение.
Насос НВ1БД1-38/57-25-12-2 — насос
вставной с замком наверху, цилиндр цельный
безвтулочный, насос двухплунжерный
специальный, один плунжер — верхний с
условным диаметром 57 мм, другой — нижний 38
мм, максимальный ход плунжера 2500 мм, напор
1200 м, 2 группа посадки, нормальное
исполнение.
Насос ННБА-95-45-08-2 — насос
невставной, цилиндр цельный безвтулочный, с
автосцепом и сливным устройством, условный
диаметр 95 мм, максимальный ход плунжера 4500
мм, напор 800 м, 2 группа посадки, нормальное
исполнение по стойкости к
среде.
Рассмотрим более подробно
элементы штанговых насосов.
Цилиндры
Цилиндры могут
быть цельными и составными. Цельные
цилиндры изготовляют из высокоточных
прецизионных труб по импортным (АО
“Ижнефтемаш”) или отечественным
технологиям, как правило заимствованным из
технологий ВПК
России (АО
“Элкамнефтемаш”, г. Пермь). В качестве
материала цилиндра применяют сталь марки
38Х2МЮА. Внутренняя поверхность цилиндра
подвергается азотированию на глубину от 0,3
до 0,5 мм для увеличения твердости и
износостойкости. Твердость упрочненного
слоя не менее HRC 80 и НВ 1000— 1200. Допуск на
непрямолинейность оси цилиндра до 0,01 мм на 1
м длины. Шероховатость внутренней
поверхности цилиндра Ra = 0,32 мкм. На
концах цилиндров может быть предусмотрено
рифление для захвата ключами при
сборке-разборке насоса.
Цилиндры
безвтулочного типа (рис. 5.11) получили
наибольшее распространение во вставных
насосах условным диаметром 29, 32, 38, 44 и 57 мм, с
ходом плунжера 1200 и 3500 мм (см. рис. 5.11, а), в
невставных насосах условным диаметром от 32
до 95 мм (см. рис. 5.11, б) и вставных насосах
условным диаметром от 38 до 57 мм, с ходом
плунжера 4500 и 6000 мм (см. рис. 5,11, ,).
Длина
цилиндров L (см. рис. 5.11, а, б)
изменяется от 3300
до
6600 мм в зависимости от хода плунжера
соответственно 1200 и 3500 мм, а длина цилиндров
(см. рис. 5.11, ,) — от 6600 до 8700 мм. Стандарт
предусматривает выпуск цилиндров условным
диаметром D 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 мм, при этом
фактические внутренние диаметры d
цилиндров могут отличаться от этих
значений, но они должны быть кратны
0,05:
28,6-29,0 мм; 32,0-32,4 мм; 38,0-38,4 мм; 43,6-44,0 мм; 56,6-57,0 мм;
69,6-70,0 мм; 94,6-95,0 мм. Толщина стенки цилиндра
составляет 6,5 мм для вставных и 6,5-8,0 мм для
невставных насосов. Предельное отклонение
внутреннего диаметра цилиндра — верхнее +0,03,
нижнее — 0,01 мм.
Цельные цилиндры просты и
надежны, следовательно, получили широкое
распространение. Однако для их
изготовления необходимы хорошая станочная
база и высокие технологии, так как к
внутренней поверхности предъявляются
очень жесткие требования как с точки зрения
ее геометрии, так и
износостойкости.
Стандартом
предусмотрен выпуск составных (втулочных)
цилиндров (рис. 5.12), которые легче в
изготовлении, но сложнее по конструкции.
Внутреннюю поверхность втулок из стали
марки 38Х2МЮА, как и цельные цилиндры,
подвергают азотированию, а втулки из стали
марок 50Т и 40Х закаливают током высокой
частоты (ТВЧ) на глубину 0,7-1,5 мм. Для стали
марки 50Т HRC 56-62, а для стали марки 40Х HRC 52-58.
Предельное отклонение внутреннего
диаметра втулки — верхнее +0,03 мм, нижнее -0,01
мм. Допуск на непрямолинейность оси
цилиндра несколько больше, чем для цельных
цилиндров (+0,03 мм на 1 м длины). Длина втулки
300 мм, тол щина стенки от 2,8 до 5,75 мм.
Шероховатость внутренней поверхности
втулки Ra = 0,32 мкм.
Втулочных
насосов выпускается все меньше, так как они
имеют существенные недостатки, такие как
необходимость использования скалок
различных диаметров для сборки
1
2 3 1
ШЬ |
||||||||||
у |
* |
S |
с |
7 |
S- |
|||||
\\’ ту / / / |
ш4 |
vm, |
Ш* |
b’fVtw |
Рис. 5.12. Составной (втулочный)
цилиндр:
1 — стяжная муфта; 2 —
втулка; 3 — кожух
насоса, склонность к
заклиниванию вследствие смещения втулок,
возможность утечек по торцам втулок,
наличие больших наружных диаметров. Однако
они обладают и определенными, лишь им
присущими достоинствами: ремонт цилиндра
путем замены изношенных втулок, применение
при их изготовлении специальных материалов
с противозаклинивающими свойствами,
позволяющими получить более оптимальную
пару плунжер — цилиндр, особенно при откачке
обводненной нефти.
Плунжеры
ОСТ
26-16-06-86 предусматривает выпуск плунжера
обычного типа (рис. 5.13, а) и пескобрей
(рис. 5.13, •). В последней конструкции
отсутствует расточка на верхнем конце
плунжера, поэтому при работе насоса в
скважинах с большим содержанием песка
подобный плунжер острой верхней гранью
снимает механические примеси с зеркала
цилиндра и не допускает их попадания в
зазор между плунжером и цилиндром. Длина
плунжера составляет 1200, 1500, 1800 мм
соответственно для напора 1500, 2000 м и более.
Чем длиннее плунжер, тем больший напор
развивает насос. Однако, как показал опыт,
плунжеры длиной более 1800 мм не получили
распр остране-ния. В гораздо большей
степени развиваемый насосом напор
определяется значением зазора между
плунжером и цилиндром, о чем более подробно
будет сказано ниже.
Фактические
наружные диаметры плунжера должны быть
кратны 0,025 и изменяются в пределах 28,5-29,025;
31,9-32,425; 37,9-38,425; 43,5-44,025; 56,5-57,025; 69,5-70,025;
94,5-95,025.
Наружная поверхность плунжера
имеет твердое износос-
той-кое
покрытие, обычно это или хромирование с
толщиной слоя не менее 0,07 мм и твердостью не
менее HRC 64-65 или же покрытие из
износостойкого порошка сплава ПН 70Х17С4Р4
методом газоплазменного напыления, с
толщиной напыленного слоя не менее 0,35 мм и
твердостью не менее HRC 79.
Плунжеры
изготовляют из стали 45. На наружной
поверхности плунжера обычно выполняются
канавки. При определенных условиях (большая
обводненность, малые зазоры, большая
скорость откачки) пленка откачиваемой
жидкости в зазоре между плунжером и
цилиндром начинает рваться, поэтому
образуются местные зоны сухого трения и,
как следствие, задиры плунжера. При этом
откачиваемая жидкость, находящаяся в
канавках при движении плунжера,
восстанавливает пленку на внутренней
поверхности цилиндра и улучшает условия
трения пары плунжер — цилиндр. Кроме того,
при откачке жидкостей с механическими
примесями частицы, попадая в зазор,
увеличивают трение, но, перекатываясь в
зазоре, попадают в канавки и выходят из
контакта.
На работоспособность насоса в
большой степени оказывает влияние значение
зазора между плунжером и цилиндром. Так как
насосам приходится поднимать жидкость с
больших глубин, то зазоры между цилиндром и
плунжером изменяются в пределах 0,01-0,170 мм.
Выполнение подобных зазоров при массовом
производстве насосов осуществляется
селективной сборкой плунжера и
цилиндра.
По ОСТ 26-16-06-86 в зависимости от
размеров зазора предусмотрены четыре
группы посадки насоса: 0 — с зазорами
до
0,045 мм, 1 — с зазорами от 0,01-0,07 мм, 2 — с
зазорами от
0,06-0,12 мм и 3 — от 0,11-0,17 мм.
Таким образом, насосы условным диаметром 32
мм и 1 группы посадки могут иметь
фактические диаметры плунжера от 31,9 до 32,425
м с шагом
0,025 мм, но зазор лежит в
пределах от 0,01 до 0,07 мм.
Клапанные узлы
К
клапанным узлам штанговых насосов
предъявляются высокие требования по
надежности, так как от них зависит
работоспособность насоса в целом. Клапан
работает в тяжелых условиях, испытывая
различные по характеру нагрузки, включая
ударные, и, как следствие, подвержен
быстрому износу.
Основным элементом
клапанного узла является его запорный
элемент. На практике наибольшее
распространение получили шариковые
клапанные узлы, у которых в качестве
запорных элементов применяется пара седло —
шарик. Длительный срок службы пары седло —
шарик объясняется большой активной
поверхностью шарика.
По ОСТ 26-16-06-86 пару
седло — шарик изготовляют в трех
исполнениях: К, КБ и КИ (рис.
5.14).
Клапанами К и КБ (клапан с буртом)
комплектуют насосы обычного исполнения по
стойкости к среде, а клапанами КИ
-абразивостойкие насосы. Шарики для
клапанов всех исполнений изготовляют из
стали марки 95X18Ш (хромоуглеродистая
нержавеющая) с термообработкой HRC 58-62. Седло
клапанов К и КБ изготовляют из стали марок
30X13, 95X18 с термообработкой HRC 40-45, а седло
клапанов КИ — из сплавов на основе карбидов
хрома типа ВК6-В или ВК-15 или же из стали
марок 30X13, 95X18, но с вставкой в виде кольца из
твердых сплавов на основе карбидов хрома.
Твердость шарика должна быть выше
твердости седла, так как в процессе работы
шарик должен сохранить свою форму и иметь
способность к самопритирке.
На
герметичность клапанной пары большое
влияние оказывает форма посадочной кромки
седла, которая должна повторять
соответствующую форму шарика. Поэтому для
достижения высокой герметичности пары
седло — шарик их пр итир а ю т друг к другу.
Герметичность пары определяют на
вакуум-приборе.
Работа клапанного узла
зависит от соотношения диаметров шарика и
седла. Чем больше диаметр проходного
отверстия седла клапана, тем меньше
гидравлические потери на клапанном узле,
что особенно важно при откачке вязких
жидкостей. Однако в этом случае возможно
залипание шарика в седле за счет упругой
деформации последнего, поэтому соотношение
ди-
d
отв
Рис. 5.14. Пара седло — шарик, по
ОСТ 26-16-06-86:
а — тип К; • — тип КБ;
в — тип КИ; 1 — шарик; 2 — седло; 3
— кольцо из
твердого сплава
аметра
отверстия седла dOTB к диаметру шарика
йш строго задано стандартом и
установлено равным 0,865. Предусматриваются
следующие диаметры шариков: 14,288; 15,875; 17,462;
19,05; 22,225; 23,813; 25,4; 26,988; 28,575; 31,75; 34,925; 38,1; 42,862; 50,8;
53,975; 60,0; 69,85; 73,025 мм.
Замковые опоры
Замковые
опоры предназначены для закрепления насоса
вставного типа в трубках НКТ с
герметизацией полости всасывания от
полости нагнетания. Замковые опоры
встраиваются в колонну НКТ на глубине
подвески и взаимодействуют с замком насоса,
опускаемого на штангах, обеспечивая его
фиксацию (рис. 5.15).
По ОСТ 26-16-06-86
предусмотрен выпуск замковой опоры
пружинного типа как для верхнего, так и для
нижнего крепления насоса. Основными
элементами замковой опоры (рис. 5.16) являются
пружинный якорь 3 и опорное кольцо 2.
Пружинный якорь предназначен для удержания
насоса в замковой опоре в начальный момент,
когда уровни жидкости в затрубном
пространстве и трубах НКТ равны. По мере
работы насоса уровень жидкости в трубах
начинает расти, и насос сильнее прижимается
к опорному кольцу весом столба жидкости в
трубах. Функция опорного кольца — это
восприятие осевой нагрузки, действующей на
насос, и разобщение области всасывания от
области нагнетания. Опорное кольцо
выполняют из коррозионно-стойкой стали и с
конической фаской под углом 15°, которая
взаимодействует с ответной конической
поверхностью замка насоса (рис. 5.17).
Замковые опоры выпускают для НКТ диаметром
60, 73, 89 мм. Минимально необходимое усилие
срыва замка насоса с замковой опоры 3-3,5
кН.
Замок (см. рис. 5.17) является элементом
штангового насоса вставного типа. Замок
включает конус 4, обеспечивающий с
конической фаской опоры герметичное
соединение, и упорную поверхность, в
которую упирается пружинный якорь замковой
опоры с целью удержания насоса в начальный
момент. Во внутренней полости направляющей
клетки 1 установлена защитная втулка 2,
которая препятствует осаждению песка на
пару плунжер — цилиндр при длительных
остановках. В верхней части направляющей
клетки выполнен паз, который
взаимодействует со специальной втулкой с
соответствующим выступом. Втулка жестко
связана со штоком плунжера. В верхнем
положении плунжера втулка выходит из
зацепления с
Рис.
5.16. Замковая опора:
1, 6 —
переводники; 2 — опорное кольцо; 3 —
пружинный якорь; 4 -опорная муфта; 5 —
рубашка
пазом направляющей клетки, и при
вращении штанги со штоком в ращается
плунжер. В крайнем нижнем положении
происходит фиксация штока в пазе
направляющей клетки, и п р и вращении
штанговой колонны крутящий момент
передается на
Рис.
5.15. Взаимодействие замка насоса 1 с замковой
опорой 2
Рис. 5.17. Замок
насоса:
1 — направляющая клетка;
2 — защитная втулка; 3 -клетка; 4 —
конус; 5 — упорный ниппель
нее, что
позволяет развинтить колонну п р и
необходимости. На верхнем конце
направляющей клетки выполнена резьба для
захвата насоса при ловильных операциях в
случае аварии. Конус замка обычно
изготовляют из коррозионно-стойкой стали
марки 30X13 и подвергают термической
обработке до HRC 40-45.
5.3.2. Штанговые
скважинные насосы зарубежного
производства
В отличие от ОСТ 26-16-06-86
стандарт AHffi1AX “Спецификация на глубинные
штанговые насосы и соединительные детали”
(издание 1983 г.) не предусматривает выпуск
втулочных насосов. Втулочные насосы не
приводятся в стандартах АНИ, начиная с 7-го
издания 1978 г. Однако многие фирмы
вследствие популярности втулочных насосов
оставили их в своих производственных
программах. Стандарт пересматривается
каждые 5 лет или продляется, но не более чем
на 2 года.
Стандарт предусматривает
выпуск штанговых насосов классического
типа и типов “неподвижный цилиндр —
подвижный плун-жер” и “неподвижный
плунжер — подвижный цилиндр”, у которых
плунжер крепится в трубах НКТ, а цилиндр,
жестко связанный со штангами, осуществляет
возвратно-поступательное движение. Насосы
могут быть вставные и невставные. По месту
крепления вставные насосы могут быть с
замком наверху и замком внизу. По типу
цилиндра — с толстостенным и тонкостенным
цилиндром. По типу плунжера — с
металлическим плунжером и плунжером с
мягким уплотнением (рис. 5.18, табл.
5.14).
Смысл обозначения
следующий.
Первая буква R или Т означает
тип насоса: вставной, т.е.
Рис. 5.18. Классификация штанговых
насосов, по стандарту АНИ11АХ:
* — RHA, RLA; • —
RWA, RSA; , — RHB, RLB; „ -RWS, RSB; I — RHT, RLT;
А — RWT, RST; Ё — ТН, TL; А —
ie
Металлический плунжер |
Плунжер с мягким уплотнением |
|||
Тип насоса |
с |
с |
с |
с |
Вставной: неподвижный ци |
RHA |
RWA |
Нет |
RSA |
линдр, верхнее |
RHB |
RWB |
Нет |
RSB |
линдр, нижнее |
RHT |
RWT |
Нет |
RST |
цилиндр, нижнее |
ТН |
Нет |
ТР |
Нет |
опускаемый на штангах
(Rod — штанга), или невставной, т.е. опускаемый
на трубах (Tube — труба). Вторая буква Н, W или S
означает тип цилиндра; толстостенный Н (Hard —
тяжелый), тонкостенный W (Weak — слабый); буква S
означает тип плунжера с мягким уплотнением
(Soft — мягкий). Третья буква А или В означает
расположение замка для вставных насосов: А —
верхнее расположение замка, В ‘- нижнее
расположение замка. Буква Т означает, что
насос вставной типа “неподвижный цилиндр”
с нижним расположением замка. Их применение
наиболее целесообразно в тех случаях, когда
глубина подвески насоса большая, в
продукции скважины содержится большое
количество механических примесей и
скважина работает в периодическом режиме. В
подобных условиях применение классических
вставных насосов с нижним креплением
приводит к тому, что механические частицы
попадают в кольцевую щель между корпусом
насоса и НКТ и вызывают его прихват. В
данном же случае движение цилиндра в трубах
не позволяет механическим примесям
прихватить цилиндр в
трубах.
Обозначение штангового насоса
по стандарту АНИ11АХ (рис. 5.19) включает в
себя:
оптимальный условный диаметр НКТ
для данного насоса;
условный диаметр
насоса;
тип насоса (вставной или
невставной);
тип цилиндра насоса и
плунжера (толсто- или тонкостенный цилиндр,
металлический плунжер или плунжер с мягким
уплотнением);
— Расположение замковой
опоры: А — верхнее,
для
металлического плунжера (Н —
толстостенный, для плунжера с мягким
уплотнением
— Тип насоса: Т — не
вставной (опускаемый на трубах);
Рис.
5.19. Обозначение типов
насосов
расположение замковой опоры
(верхнее или нижнее), если насос
вставной;
тип замковой опоры насоса
(манжетная или механическая); длину
цилиндра в футах или число втулок, если
насос втулочный;
номинальную длину
плунжера в футах;
общую длину
удлинителей в полных футах, если есть
удлинители цилиндров.
Пример. Насос
20-125-RHBC10-4-2.
20 (23/8) —
номинальный диаметр НКТ; 125 (11//) —
диаметр насоса (номинальный размер); RHBC —
насос штанговый вставного типа, с
толстостенным цилиндром, металлическим
плунжером, с нижним креплением, с замковой
опорой манжетного типа, для работы в трубах
23/8» (60,3 мм), условный диаметр
насоса 1*/4» (31,8 мм); 10 — длина цилиндра
10 футов (3,048 м); 4 — длина плунжера 4 фута (1,22 м);
2 — общая длина удлинителей
2 фута (0,61
м).
Пример. Насос
120-125RHAM-12-4-3.
20(23/8) —
номинальный диаметр НКТ; 125
(1/4«) — диаметр насоса
(номинальный размер); RHBC — насос штанговый
вставного типа, с толстостенным цилиндром,
металлическим плунжером, с верхним
креплением, с замковой опорой
механического типа, для работы в трубах
23/8» (60,3 мм), условный диаметр
насоса 11/4» (31,8 мм); 12 — длина
цилиндра 12 футов (3,658 м); 4 — длина плунжера 4
фута (1,22 м); 3 — общая длина удлинителей 3 фута
(0,914 м).
В технической документации к
насосам должны быть следующие
сведения:
материал
цилиндра;
материал плунжера;
зазор в
паре плунжер — цилиндр;
материал
клапана;
длина каждого
удлинителя.
Сведения о материалах
деталей глубинных штанговых насосов,
предназначенных для работы в нестандартных
условиях окружающей среды, указаны в
соответствии со стандартом NACE
(Национальная ассоциация
инженеров-коррозионистов) MR-01-76.
На рис.
5.20 — 5.23 представлены типичные штанговые
насосы фирмы SBS (Австрия), широко
распространенные в России. В
производственной программе этой фирмы
представлены популярные у потребителей
втулочные насосы. Анализ конструкции
насосов, выполненных по стандарту АНИ11АХ,
показывает, что узел крепления вставных
насосов унифицирован с узлом крепления
всасывающего клапана невставного насоса.
Если в ОСТ 26-16-06-86 всасывающий клапан
невставного насоса крепится лишь за счет
силы трения, то у насосов, выполненных по
стандарту АНИ11АХ, крепление осуществляется
с помощью манжетного или механического
замка (см. рис. 5.22).
Интересно отметить,
что механизм захвата и освобождения узла
всасывающего клапана стандартом АНИ11АХ не
регламентируется (так называемая
факультативная конфигурация) и он может
быть разработан фирмой-производителем
самостоятельно. Так, у насоса SBS (см. рис. 5.23)
данный узел выполнен байонетного
типа.
Рассмотрим более подробно
особенности конструкции штанговых насосов
по стандарту АНИ11АХ.
Рис.
5.21. Штанговый насос вставного тина с нижним
кренлением но стандарту АНИ:
а —
манжетная замковая опора; • -механическая
замковая опора; 1 — шток; 2 — плунжер;
3 — цилиндр; 4 — нагнетательный клапан;
5 — всасывающий клапан; 6 — замок; 7
— замковая опора
Рис.
5.22. Штанговый насос невставного типа с
втулочным цилиндром, по стандарту
АНИ:
а — с манжетным креплением
узла всасывающего клапана; б — с
механическим креплением узла всасывающего
клапана; 1 — муфта; 2 -удлинительный
клапан; 3 — переводник; 4 — кожух; 5 —
втулка; 6 -седло конуса; 7 — манжета;
8 — всасывающий клапан; 9 — шток
ловителя; 10 — ловитель; 11 —
нагнетательный клапан
Рис.
5.20. Штанговый насос вставного тина с
верхним кренлением, но стандарту
АНИ:
а — манжетная замковая опора;
• -механическая замковая опора; 1 -шток;
2 — замок; 3 — удлинительная муфта;
4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан;
6 — всасывающий клапан; 7 —
толстостенный цилиндр
Рис.
5.23. Штанговый насос типа “неподвижный
плунжер — подвижной цилиндр”, по стандарту
АНИ:
а — манжетная замковая опора;
• -механическая замковая опора; 1
-нагнетательный клапан; 2 —
удлинительная муфта; 3 — всасывающий
клапан; 4 — цилиндр; 5 — плунжер; 6 —
замок; 7 — замковая опора
Стандарт АНИ11АХ предусматривает
выпуск трех основных типов цилиндров:
толстостенных (рис. 5.24, а); толстостенных для
плунжеров с мягким уплотнением (рис. 5.24, •);
тонкостенных (рис. 5.24, ,).
Толстостенные
цилиндры могут применяться для насосов как
вставного RH, так и невставного ТН типа.
Внутренняя поверхность цилиндров насосов
типов RH и ТН выполняется с жесткими
допусками (прецизионно-хонингована), так
как уплотнение осуществляется в паре
трения металлический цилиндр —
металлический плунжер. Наружный диаметр
цилиндра насоса типа ТН стандартом не
устанавливается, так как он вставлен в
колонну НКТ. Предельное отклонение на
внутренний диаметр цилиндров: верхнее +0,05
мм, нижнее -0,00 мм. Толщина стенки
толстостенного цилиндра 6,0-6,5 мм.
При
эксплуатации вставных насосов наружный
диаметр цилиндра должен быть как можно
меньше для беспрепятственного его пропуска
в трубах НКТ до места установки. Исходя из
этого, стандарт АНИ предусматривает выпуск
тонкостенных
Рис.
5.24. Типы цилиндров, по стандарту
АНИ:
а — толстостенный цилиндр;
• —
толстостенный цилиндр для
плунжеров с
мягким уплотнением; в —
тонкостенный цилиндр
цилиндров для
вставных насосов RW. Толщина стенки подобных
цилиндров 3,0-3,5 мм. Например, для насосов
условным диаметром 31,75 мм наружный диаметр
толстостенного цилиндра составит 44,78 мм, а
тонкостенного цилиндра 38,35 мм. Необходимо
отметить, что многие фирмы за счет
применения высокопрочных материалов могут
выпускать цилиндры еще меньших наружных
диаметров. Кроме того, выполнение
тонкостенных цилиндров позволяет
применять насосы больших диаметров, без
перехода на другую колонну НКТ.
В
последние годы, в связи с появлением новых
уплотнительных материалов высокой
износостойкости при работе в агрессивных
средах, все большее распространение за
рубежом получают насосы, у которых
герметизация между плунжером и цилиндром
осуществляется за счет применения
различных уплотнений. При этом существенно
снижаются требования к внутренней
поверхности цилиндра и наружной
поверхности плунжера, их изготовление
значительно упрощается.
Стандартом АНИ
предусмотрен выпуск толстостенных
цилиндров для плунжеров с мягким
уплотнением (см. рис. 5.24, •). Основное их
отличие — это увеличение предельных
отклонений на внутренний диаметр цилиндра:
верхнее +0,16 мм, нижнее -0,06 мм. Материалы
цилиндров стандартом АНИ не оговорены.
Каждая фирма-производитель может выбирать
материалы исходя из собственных
сображений. Как правило, предлагается самый
широкий спектр материалов, технологий
упрочнений и покрытий. Длины цилиндров
регламентированы и составляют 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11,
12, 15, 16, 20, 24 фута (от 1,524 до 7,315
м).
Стандартом АНИ также предусмотрен
для цилиндров насосов типа RH (вставной
насос, с толстостенным цилиндром) выпуск
удлинительных муфт. Это сделано для
увеличения рабочей зоны цилиндра путем
приближения длины хода плунжера к длине
цилиндра, вплоть до незначительного
выдвижения плунжера из цилиндра. При этом
происходит равномерный износ цилиндра, на
его внутренней поверхности не возникает
буртов вследствие износа, отложения солей,
которые могут привести к заклиниванию
плунжера при последующем изменении длины
его хода. Внутренний диаметр удлинительных
муфт несколько больше, чем у цилиндра,
например для насоса условным диаметром 31,75
мм внутренний диаметр удлинителя будет 32,5
мм, с предельным отклонением верхним +0,3 мм,
нижним -0,0 мм.
Плунжеры
Плунжеры,
выпуск которых предусмотрен стандартом
АНИ11АХ, можно разделить на:
плунжеры с
металлическим (рис. 5.25, 5.26, а) и мягким
уплотнением (рис. 5.26, •);
плунжеры
цельные (см. рис. 5.25, а, 5.26, а) и составные (см.
рис. 5.25, •, 5.26, •);
плунжеры муфтового (см.
рис. 5.26) и ниппельного (см. рис. 5.25)
типов.
Выполнение различных форм
поверхности плунжера остается за
фирмой-производителем, поэтому стандарт не
оговаривает плунжер с канавками, но
оговаривает гладкий плунжер, у которого
отсутствуют канавки.
В стандарте
представлены составные плунжеры, хотя они и
не получили большого распространения. В
конструкциях плунжеров с мягким
уплотнением не оговаривается механизм
крепления элементов уплотнения на
поверхности плунжера (так называемая
факультативная конфигурация). Данный
вопрос решается фирмой-производителем
насосов самостоятельно. Стандартом также
не оговариваются материал плунжера,
требования к его поверхности и свойства
применяемых уплотнений. Стандартными
величинами являются наружный диаметр с
предельным отклонением (верхним + 0,00 мм и
нижним
Рис. 5.25. Плунжеры ниппельного
типа с металлическим уплотнением, по
стандарту АНИ:
а — плунжер цельный;
• — плунжер сборной конструкции
Рис.
5.26. Плунжер муфтового типа, по стандарту
АНИ, с металлическим (t) и мягким (•)
уплотнением
— 0,013 мм), длина плунжера,
диаметры присоединительных резьб. Стандарт
предусматривает выпуск плунжеров
наружными диаметрами 31,75; 38,1; 44,45; 45,2; 50,8; 57,15;
63,50; 69,85 мм.
Сравнение плунжеров по ОСТу и
стандарту АНИ на примере насосов с условным
диаметром 32,0 мм показывает, что диаметр
плунжера насоса, выполненного по ОСТу,
может оказаться в пределах от 31,9 до 32,425 мм с
шагом 0,025 мм. По стандарту АНИ плунжер
такого насоса будет иметь строго заданный
диаметр 31,75 мм с верхним предельным
отклонением +0,00 мм, нижним — 0,013 мм. Подобные
отклонения означают, что все возможные
размеры данных плунжеров должны
укладываться в интервале от 31,75 мм до 31,75 —
0,013 = 31,737 мм (рис. 5.27). Таким образом,
максимально возможный диаметр цилиндра 31,75
+ 0,05 = 31,8 мм, минимально возможный диаметр
плунжера 31,75 — 0,013 = 31,737 мм. Максимальный
зазор между плунжером и цилиндром составит
31,8 — 31,737 =
Рис.
5.27. Донуски на цилиндр и нлунжер насоса
диаметром 32,0 мм, но стандарту Ани
Т
а б л и ц а 5.15
Зазор, мм |
Допуск, мм |
Диапазон зазоров, мм |
0,025 |
+0,063 |
0,025-0,088 |
0,050 |
0,050-0,113 |
|
0,075 |
0,075-0,138 |
|
0,100 |
0,100-0,163 |
|
0,125 |
0,125-0,188 |
= 0,063 мм, что соответствует 1 группе
посадки по ОСТу. Стандарт АНИ11АХ не
предусматривает группы посадки насосов,
зазоры указываются покупателем
индивидуально и изготовляются в любом
диапазоне. Например, если в заказе указан
зазор 0,025 мм, это значит, что у изготовленных
насосов фактические зазоры будут
изменяться в пределах от 0,025 до 0,025 + + 0,063 = 0,088
мм.
ОАО “Ижнефтемаш”, выпускающее
насосы по лицензии австрийской фирмы SBS,
предусмотрело 5 групп зазоров
(табл.
5.15).
В стандарте указывается
полезная (т.е. контактирующая с цилиндром)
длина плунжера в полных футах. На
выполнение присоединительных резьб
предусмотрено 3 дюйма длины плунжера.
Например, если плунжер имеет полезную
длину
2 фута, то его полная длина
составит 2 фута + 3 дюйма = = 27 дюймов.
По
каталогам фирмы SBS [14] плунжеры изготовляют
из различных материалов (незакаленная и
закаленная углеродистая сталь, с покрытием
хрома и др.), в качестве уплотнительных
элементов могут быть использованы
уплотнительные кольца или манжеты из кожи,
прорезиненной ткани, а также различные
полимеры.
Клананные узлы
Пара
шарик — седло (рис. 5.28) имеет следующие
размеры по стандарту АНИ11АХ: диаметр шарика
D, высота седла Н, наружный диаметр седла
OD, диаметр фаски седла
FZ.
р
Фаска 45° или
скругление
il |
FZ |
ш |
гг h ; „ |
|
у//А |
||||
OD <-1 |
> |
Рис. 5.28. Пара шарик — седло, по
стандарту АНИ11АХ
В отличие от ОСТа
стандарт АНИ не регламентирует соотношение
диаметра отверстия седла и шарика, данный
параметр остается на усмотрение
фирмы-изготовителя. Стандартные диаметры
шариков 19,05; 23,83; 28,58;
31,75; 34,93
и 42,88 мм,
высота седла для всех диаметров шарика 12,7
мм, наружный диаметр седла 23,32; 29,67; 35,26; 37,54;
43,69; 51,05 мм, с п редельными отклонениями:
верхним + 0,00, нижним — 0,013 мм, диаметр фаски
седла ограничивается по максимуму 22,66; 28,22;
33,81; 36,09; 41,43; 48,79 мм. На на ружной стороне
седла стандарт АНИ допускает выполнение
фаски под углом 45° или скругления радиусом
по усмотрению изготовителя. Материал
стандартом не указывается, но по данным
каталогов фирмы SBS могут применяться как
нержавеющие стали, так и стали из
карбид-вольфрама в виде вставок или
материала самого шарика и седла
[14].
Стандарт АНИ предусматривает выпуск
открытых и закрытых корпусов клапанов (рис.
5.29), причем цельнометаллических. На
закрытых корпусах могут быть и лыски под
ключ, но не обязательно, это остается на
усмотрение изготовителя. Внутренние
размеры корпусов, где движется шарик,
стандартом не регламентируются,
указывается лишь, что размеры и
конфигурация их должны обеспечивать зазор
для шарика и прохода жидкости. Стандартом
задаются наружный диаметр
Рис. 5.29.
Открытый и закрытый корнус кланана, но
стандарту АНИ11АХ:
а, б — обычного
исполнения; в — покрытые резиной; 1 —
корпус; 2 — резиновое
покрытие
корпуса и присоединительные
размеры, причем тип резьбы не
указывается.
Известно, что при работе
клапанного узла корпус интенсивно
изнашивается вследствие контакта с
движущимся шариком, особенно при откачке
жидкостей с большим содержанием
механических примесей. Исходя из этого,
изготовители могут покрывать внутреннюю
поверхность корпуса резиной или же
применять специальные коррозионно-стойкие
вставки [14].
Стандартом АНИ, в отличие от
отечественного стандарта, не
предусматривается выпуск клеток, они
выполняются заодно с
корпусом.
Замковые
оноры
Крепление вставных насосов по
стандарту АНИ11АХ может быть двух типов:
манжетного и механического. Первый тип
крепления считается основным, его еще
называют “замок с манжетами “плюс 30”.
Такое название этот тип получил вследствие
того, что наружный диаметр манжет в
свободном состоянии больше внутреннего
диаметра замковой опоры на
0,030 дюйма, или
0,76 мм (рис. 5.30, а).
Подобное выполнение
манжет позволяет осуществлять
предварительное крепление насоса в момент
его пуска за счет
Рис.
5.30. Типы креплений вставных насосов и узла
всасывающего клапана невставного насоса,
по стандарту АНИ:
а — манжетное;
б — механическое; 1 — переводник; 2
— посадочная манжета; 3 — замковая опора;
4 — опорное кольцо; 5 — гайка-манжета;
6 — конус; 7 —
плунжерный
якорь
силы трения манжет о замковую
опору. При этом манжеты являются элементом
герметизации для разобщения области
всасывания от области нагнетания.
Манжетные замковые опоры могут выпускаться
как для крепления насоса вверху (см. рис. 5.20),
так и внизу (см. рис. 5.21).
Стандартом
предусмотрены механические замковые опоры
двух основных типов: для верхнего (см. рис.
5.20) и нижнего (см. рис. 5.30, б) крепления.
Предварительное удержание насоса
осуществляется за счет пружины, а
уплотнение — за счет специального
уплотнительного кольца из металла.
Основное отличие механического замка
верхнего крепления стандарта АНИ от ОСТа в
том, что в первом случае пружина замка
расположена на насосе, а во втором — на
трубах НКТ. Расположение пружины на насосе
позволяет осуществлять ее замену без
подъема труб в случае слома перьев пружины,
что достаточно часто встречается на
практике.
5.4. Насосные
штанги
Насосные штанги, свинченные в
штанговую колонну, передают
возвратно-поступательное движение от точки
подвеса штанг поверхностного привода к
плунжеру насоса.
Штанга представляет
собой стальной стержень круглого сечения
диаметром 12, 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными
концами. На концах штанги имеется участок
квадратного сечения для захвата под ключ
при свинчивании-развинчивании, и выполнена
резьба метрическая специальная, причем
резьба накатывается. Штанги соединяются
между собой муфтами.
ГОСТ 13877-80
предусматривает изготовление штанг
номинальной длиной 8000 мм. Для подбора
необходимой длины подвески колонны
изготовляются укороченные штанги длиной
1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм.
Для соединения
штанг одинаковых размеров выпускают
соединительные муфты, а штанг разных
размеров — переводные муфты. Муфты каждого
типа изготовляют в двух исполнениях: с
лысками под ключ и без них.
Муфты из
стали марок 40 и 45 подвергают поверхностной
закалке током высокой частоты (ТВЧ). Для
тяжелых условий эксплуатации муфты
изготовляют из легированной стали марки
20Н2М.
Штанги поставляют с навинченными
на один конец муфтами. Открытая резьба
штанги и муфты защищается колпачками или
пробками.
Для изготовления насосных
штанг (табл. 5.16) используют сталь следующих
марок:
40, нормализованная и
нормализованная с последующим
поверхностным упрочнением нагревом
ТВЧ;
Показатель |
Сталь |
марки |
|||
40 |
20Н2М |
30ХМА |
15Н3МА |
15Х2НМФ |
|
Предел |
570 |
630 |
610 |
650 |
700 |
Предел текучести, МПа |
320 |
520 |
400 |
500 |
630 |
Относительное сужение, % |
45 |
65 |
62 |
60 |
63 |
Твердость |
217 |
260 |
229 |
229 |
255 |
20Н2М
(никель-молибденовая), нормализованная,
нормализованная с последующим
поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ или
нормализованная с последующей объемной
закалкой и высоким отпуском;
15Н3МА,
нормализованная с последующим
поверхностным упрочнением нагревом
ТВЧ;
15Х2НМФ, закалка и высокий отпуск или
нормализация и высокий отпуск;
30ХМА,
нормализованная с последующим высоким
отпуском и упрочнением нагревом ТВЧ.
В
начале 70-х годов разработаны
стеклопластиковые насосные штанги (СПНШ)
для использования в скважинах с
коррозионно-активной средой. Конструкция
их аналогична стальным. Основная
особенность — при одинаковой прочности они
в 3-4 раза легче стальных, но в 2-3 раза
эластичнее. Обычно их используют (в
сочетании со стальными) в глубоких
скважинах (более 2000 м).
Производители —
зарубежные фирмы, связанные с
производством фибергласа, и отечественные
заводы, выпускающие
стекловолокна.
Полые штанги
предназначены для передачи движения от
головки балансира станка-качалки плунжеру
скважинного насоса при непрерывной или
периодической подаче в полость насосных
труб ингибиторов коррозии, ингибиторов
против отложения парафина, растворителей
парафина, теплоносителей, деэмульгаторов,
жидкости гидрозащиты насоса. Продукция
скважины при этом может отбираться как по
центральному каналу полых штанг, так и по
кольцевому пространству между полыми
штангами и НКТ.
Техническая
характеристика нолых штанг
Диаметр
наружный, мм………
Толщина стенки,
мм………….
Диаметр наружной муфты,
мм
полномерной
укороченной
6000
1000,
1500, 2000
25
80
Масса
полномерной штанги, кг
Допускаемое
поверхностное напряжение, МПа.
При
применении полых штанг изменяется
конструкция оборудования устья скважин, в
состав которого входят устьевой сальник
для полых штанг, устьевой полый шток,
трубопровод шарнирный, рукав высокого
давления и др.
Штанговая колонна
работает в тяжелых условиях, на нее
действуют агрессивная скважинная среда и
переменные нагрузки, приводящие к
накоплению усталостных явлений в штанговой
колонне. Кроме этого, колонна штанг
изнашивается вследствие трения об НКТ при
эксплуатации в наклонно направленных
скважинах.
На штанговую колонну
действуют следующие
нагрузки:
статические — вес штанговой
колонны с учетом силы плавучести и вес
столба жидкости над плунжером высотой от
динамического уровня жидкости, за вычетом
объема, занимаемого штанговой
колонной;
динамические — силы инерции
движущихся масс штанговой колонны и
жидкости, так как их движение
осуществляется с ускорением, а также силы
вибрации, обусловленные волновыми
явлениями, возникающими в штанговой
колонне при работе насоса.
При работе
штанговой колонны в наклонно направленных
скважинах и при откачке высоковязких
жидкостей, эмульсий необходимо учитывать
силы трения штанговой колонны о трубы и
жидкость, так как их значение может быть
соизмерено с весом колонны.
Наибольшие
растягивающие напряжения действуют в
верхней части колонны, наименьшие — в
нижней. Однако в нижней части колонны могут
возникнуть и сжимающие напряжения при ходе
вниз при откачке вязких жидкостей и
эмульсий. Это отрицательно влияет на
долговечность работы штанговой колонны,
поэтому в этих условиях данный участок
усиливают, т.е. применяют тяжелые штанги или
штанги большего диаметра.
Возможно
применение и специальных насосов с
утяжелителем низа штанговой
колонны.
Разрушение штанговой колонны
носит усталостный характер. Промысловый
опыт показал, что чаще всего штанга
обрывается на участках 25-35 см, прилегающих к
головкам, т.е. там, где максимальные
концентраторы напряжений и где мо
жет
возникнуть изгибающий момент от возможной
несоосности тела и головки
штанги.
Долговечность штанг снижается
при работе в коррозионной среде.
За
рубежом штанги и муфты к ним выпускаются по
стандарту АНИ11В. Согласно данному
стандарту насосные штанги различают лишь
по показателям прочности на растяжение.
Выбор материала, методов упрочнения,
технологических приемов изготовления,
повышающих надежность штанги, стандартом
не оговорены и оставлены на усмотрение
изготовителя. Последнее особенно сильно
влияет на долговечность работы штанговой
колонны, поэтому при приобретении штанг
этому необходимо уделять особое внимание.
По показателям прочности стандарт АНИ
разделяет штанги на классы.
Класс АНИК.
Предел прочности на растяжение — минимум 85
000 фунтов на квадратный дюйм (590 МПа),
максимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790
МПа).
Класс АНИС. Предел прочности на
растяжение — минимум 90 000 фунтов на
квадратный дюйм (630 МПа), максимум 115 000
фунтов на квадратный дюйм (790 МПа).
Класс
АНИД. Предел прочности на растяжение —
минимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790
МПа), максимум 140 000 фунтов на квадратный
дюйм (969 МПа).
Обычно применяются
углеродисто-марганцевые стали для класса С,
никелемолибденовые улучшенные стали для
класса К и хромомолибденовые улучшенные
стали для класса Д.
Квадрат штанги
маркируется твердым штампом, где
указывается фирменный знак изготовителя,
обозначение стандарта, класс АНИ, код
идентификации расплава, месяц и год
изготовления.
На рис. 5.31 представлен
общий вид штанги, а в табл. 5.17 даны размеры
штанги по стандарту АНИ11В [14].
Номинальный |
Размер под ключ** Ws, мм |
Длина лыски под ключ Wt, мм |
Диаметр бурта Df, мм |
Номи наль ный диаметр резьбы Bs, |
Длина ниппеля |
|||
Диаметр штанги d |
Длина L |
штанги |
||||||
дюймы |
мм |
футы |
мм |
|||||
5 / / 8 |
15,9 |
25 |
7620 |
22,2 |
31,75 |
31,75 |
23,8 |
31,75 |
или |
или |
|||||||
30 |
9140 |
|||||||
3/ 4 |
19,0 |
25 |
7620 |
25,4 |
31,75 |
38,1 |
26,99 |
36,5 |
или |
или |
|||||||
30 |
9140 |
|||||||
7/8 |
22,2 |
25 |
7620 |
25,4 |
31,75 |
41,28 |
30,16 |
41,28 |
или |
или |
|||||||
30 |
9140 |
|||||||
1 |
25,4 |
25 |
7620 |
33,3 |
38,1 |
50,8 |
34,52 |
47,63 |
или |
или |
|||||||
30 |
9140 |
|||||||
1 1/ 8 |
28,6 |
25 |
7620 |
38,1 |
41,28 |
57,2 |
39,69 |
53,98 |
или |
или |
|||||||
30 |
9140 |
|||||||
* Допуск ± 2 |
||||||||
** Допуск ± |
Стандартом
предусмотрен выпуск штанг для подгонки
колонны (pony rods) длинами 2, 4, 6, 8, 10 и 12 футов (61,
122, 183, 244, 305, 366 см).
Резьбы готовых для
отгрузки штанг смазываются специальной
смазкой и защищаются пластмассовыми
колпачками и заглушками.
По стандарту
АНИ предусмотрен выпуск муфт, которые могут
выполняться с лыской под ключ или без нее
(рис. 5.32, табл. 5.18).
Видно, что для штанг
5/8, 3/4, 7/8
и 1,0 дюйма длина муфты одинакова — 101,6 мм (4
дюйма). Ниппельная же часть штанги при этом
увеличивается. Поэтому при смазывании
резьбовых соединений внутренняя полость
муфты может переполниться смазкой, что
препятствует свинчиванию соединения.
Поэтому обильная смазка резьбовых
соединений не рекомендуется .
На
долговечность штанговой колонны большое
влияние оказывает момент свинчивания
резьбового соединения. Прочность
резьбового соединения должна быть не
меньше прочности тела штанги.
Правильно
свинченное резьбовое соединение должно
создавать на упорных торцах муфты и ниппеля
такие сжимающие
Рис. 5.32. Муфта, по
стандарту АНИ [14]
наиряжения,
чтобы ири работе соединения в скважине
максимально возможное растягивающее
усилие в штангах не могло разжать и
раскрыть стык. При сборке соединения
необходимо очищать и смазывать резьбу. Как
указывается в работе [14], это сильно влияет
на иравильность сборки соединения, так как
из 100 % крутящего момента лишь 10 %
расходуется на создание сжимающих
наиряжений, остальные — на трение.
Для
иравильного свинчивания колонны
необходимо ириме-нять сиециальные
механические ключи. Свинчивание вручную
штанговой колонны не иозволяет достичь
требуемых моментов.
Т а б л и ц а 5.18
Размеры муфты, по стандарту АНИ [14]
Диаметр |
штанги |
Наружный диаметр W, мм |
Длина N., мм |
Размер иод ключ Ws, мм |
Длина лыски иод ключ W., |
Масса муфты, кг |
дюйм |
мм |
|||||
V8 |
15,9 |
38,1 |
101,6 |
34,9 |
31,8 |
0,60 |
/ 4 |
19,0 |
41,3 |
101,6 |
38,1 |
31,8 |
0,70 |
7/ 8 |
22,2 |
46,0 |
101,6 |
41,3 |
31,8 |
0,85 |
1 |
25,4 |
55,6 |
101,6 |
47,6 |
38,1 |
1,10 |
1 1/ 8 |
28,6 |
60,3 |
114,3 |
53,99 |
41,3 |
2,00 |
Например, для
штанги 7/8 дюйма необходимый
крутящий момент составляет по данным [14]
около 70 кг-м, или при длине рукоятки ключа 0,5
м усилие, прикладываемое рабочим, должно
быть не менее 140 кг, что невозможно при
серийных операциях.
Как уже указывалось
ранее, на долговечность работы колонны
большое влияние оказывает технология
производства штанги и применяемые при
изготовлении методы упрочнения, особенно
состояние наружной поверхности тела
штанги. Изготовление штанг без упрочнения
может привести к образованию микротрещин
на теле штанги, которые выступают
концентратами напряжений и очагами
коррозии.
Появление микротрещин может
происходить вследствие неосторожного
обращения со штангами в процессе их
транспортировки, спускоподъемных
операциях и др. Поэтому существуют
специальные требования стандарта АНИ по
обращению со штангами [14].
Правила
обслуживания и обращения с насосными
штангами.
1. При
транспортировке и эксплуатации штанг
необходимо, чтобы штанги и их концы не
ударялись ни обо что, могущее вызвать
вмятины или изгиб штанг. Повреждение резьбы
предупреждается путем установки
предохранительных колпачков и заглушек.
Вмятины, искривления или изгиб штанг
считаются неисправимыми дефектами и
требуют забраковки штанг.
2.
Штанги следует по возможности
транспортировать и складировать в упаковке
до момента установки их в скважине. Для
распаковки штанг необходимо пользоваться
подходящим инструментом, не повреждающим
штанги. В особенности следует опасаться
изгиба штанг.
3. Ни в коем
случае нельзя бить молотком по
предохранительным колпакам резьбы муфты
или по самим муфтам, по высаженным концам
или лыскам под ключ. Один-единственный удар
может повредить любую часть штанги или
муфты настолько, что возникает опасность ее
преждевременного разрушения.
4. На
эксплуатационную вышку или мачту агрегата
штанги следует затаскивать поштучно, с
особой внимательностью, следя, чтобы штанги
не ударялись о землю, мостки либо другую
часть вышки или мачты. Кроме того,
необходимо предупредить чрезмерное
изгибание штанг во время их
затаскивания.
5. Для предотвращения
неправильного свинчивания необходимо
установить вышку или мачту агрегата таким
образом, чтобы штанга находилась точно над
центром скважины, когда она свободно висит
на элеваторе.
6. Когда резьба
ниппеля штанги попадает на муфту, штанга
должна висеть совершенно прямо, чтобы
предупредить косую посадку резьбы. В случае
косой посадки необходимо разъединить
соединение и обработать ниппель плашкой, а
муфту -метчиком. Затем очистить резьбы,
проконтролировать их состояние и вновь
смазать.
7. Если для
свинчивания или развинчивания штанговых
соединений применяются ручные ключи,
следует применять только ключи, пригодные
для данной работы. Для свинчивания,
например, рекомендуют применять два ключа с
рукоятками соответствующей длины. Как
правило, три или четыре сильных удара
опытного рабочего дают достаточный
крутящий момент.
8. С целью
достижения наилучшего равномерного
вращающего момента рекомендуется
применять пневматические или
гидравлические штанговые ключи. При помощи
этих ключей удается прикладывать
равномерный момент свинчивания. Не
допускается многократная перестановка
ключа после попадания опорных поверхностей
друг на друга, потому что этим создаются
вращающие моменты, значительно превышающие
расчетные.
9. Для получения
удовлетворительного свинчивания резьбовых
соединений насосных штанг, резьбы должны
быть чистыми, без повреждений и хорошо
смазанными. Резьбы должны легко
свинчиваться до упора, чтобы передаваемый
вращающий момент создавал предварительную
затяжку, предотвращающую разъединение
контактных поверхностей во время работы
насоса.
10. Важнейшее значение
имеет техническое состояние
автоматических ключей. Крайне важно
периодически контролировать все
моментомеры и общее состояние всего ключа в
целом, потому что в ином случае могут
получиться совершенно другие
результаты.
11. При
разъединении соединений (в особенности
ручными ключами) ни в коем случае нельзя
ударять молотком по штанге и муфте. Если не
удается разъединить соединение обычным
путем, следует пользоваться
соответствующими ключами с рукоятками и
удлинителями.
12. Каждую муфту,
по которой ударяли молотком, следует
отбраковать. Перекручивание соединения
повреждает опорные поверхности муфты и
штанги, кроме того, могут произойти срыв
резьбы ниппеля и образование трещин на
закаленных поверхностях.
13.
При свинчивании следует обращать
внимание на то, чтобы муфта плотно
прилегала к бурту штанги. В случае
отсутствия плотного прилегания необходимо
разъединить соединение, очистить,
проконтролировать и вновь
смазать.
14. Если штанговая колонна
демонтируется, то перед повторным монтажом
штанги следует тщательно
проконтролировать на дефекты. Штанги с
насечками, искривленные или изогнутые,
имеют неисправимые дефекты и должны быть
забракованы.
15. При
развинчивании соединения нельзя
повреждать резьбы и бурты.
16. Если
нет устройства для подвески штанг на вышке
или мачте, демонтаж производится по одной
штанге с последующей укладкой без
провисания. При этом следует действовать с
такой же осторожностью, что была указана
выше относительно обращения с новыми
штангами.
Для длительной работы
штанговой колонны необходимо уметь
правильно ее рассчитать и подобрать. За
рубежом получили распространение
различные методы расчета штанговых колонн.
За критерии выбора штанговой колонны
берутся следующие
показатели:
штанговая колонна
должна быть легкой и прочной и выдерживать
переменные нагрузки;
штанговая
колонна не должна сильно растягиваться при
нагружении, так как это ведет к увеличению
потерь хода плунжера, а также к увеличению
динамических нагрузок, действующих на
нее;
штанговая колонна с большой
долей вероятности должна обеспечивать
безаварийную работу в течение заданного
срока эксплуатации.
Известно, что
разрушение штанговой колонны носит
усталостный характер, поэтому большее
распространение получили методы расчета,
основанные на расчете на
усталость.
Расчет на усталость с
помощью диаграммы Смита
Диаграмму
Смита получают при испытаниях
рассчитываемых штанг в средах, близких к
скважинным. Диаграмма (рис. 5.33) представляет
собой замкнутый многоугольник и состоит из
двух ломаных линий: А1, В1, С,
соответствующей зависимости omax от
оср, и А2, В2, С,
соответствующей зависимости omin от
оСр.
Принцип расчета штанговой
колонны с помощью диаграммы Смита
следующий. Для конкретной скважины и
выбранного
^тах 4 < ^min
_г
А
О
л2
Рис. 5.33. Диаграмма предельных
напряжений (диаграмма Смита) для расчета
штанговых колонн
режима
эксплуатации ШСНУ рассчитываются
максимальная Pmax и минимальная
Pmin нагрузки в точке подвеса штанг по
известным зависимостям или определяются по
динамограммам. Затем задаются диаметр
штанги и ее тип в интервале расчета. После
этого определяются amax =
Ртах//шт (где /шт — площадь
поперечного сечения штанги); amin = Pmn/fm,;
аср = (amax + + amin)/2. Имеющиеся значения
amax, amin, аср наносят на
диаграмму Смита и получают две точки — i
с координатами (amax, a^) и у с
координатами (amin, acp). Если эти
точки i и у оказываются внутри
замкнутого многоугольника, то штанговая
колонна подобрана верно. Если же обе точки
или даже одна из них окажется вне
многоугольника, то штанга выбрана неверно,
т.е. необходимо или увеличить диаметр
штанги, или же оставить тот же диаметр, но
изменить тип (материал, методы упрочнения и
так далее).
При расчетах может
применяться диаграмма Фишера,
представляющая собой упрощенную диаграмму
Смита.
Расчет
штанговой колонны по диаграмме MKJ (Мура —
Коспера — Яспера)
Многие фирмы,
производящие штанги, для расчета штанговых
колонн представляют зависимость
допускаемых напряжений a^ для штанг
конкретных типов в функции от коэффициента
асимметричности цикла (рис. 5.34)
Рис.
5.34. Максимальные допускаемые напряжения в
зависимости от коэффициента
асимметричности цикла для штанг различных
типов при их работе во внекоррозион-ной
среде (штанги производства SBS,
Австрия)
[14]
Одоп,
Н/мм2
300
250
200
150
S200h
ARD3
N2P
УМ 125
Диаграммой
иользуются следующим образом. Для
конкретных скважинных условий находят
(аналогично иредыдущему случаю) Pmax и
Pmin. Затем рассчитывается коэффициент
г. На диаграмме для выбранного тииа
штанг оиределяется доиускае-мое наиряжение
адоп. Затем рассчитывается amax
для выбранного диаметра штанг.
Производится сравнение amax и
адои. Если amax меньше адои,
то выбор сделан иравильно, если нет, то
расчет следует иовторить для другого
диаметра или тииа штанг.
О 0,1
0,2 0,3 0,4
0,5 0,6
г
Таким
образом, ири исиользовании штанг
зарубежного иро-изводства и расчете колонн
зарубежными методами необходимы
вышеириведенные зависимости или другие
аналогичного тииа, содержащие информацию о
иредельных значениях доиу-скаемой нагрузки
адои в зависимости от amax,
amin, амилитуды наиряжений, а также о
материале штанг, видах уирочнений и
скважинных условий.
5.5.
Выбор насосного оборудования и
режима работы штанговых
установок
При эксилуатации
штанговых насосных установок возникает ряд
ироблем, связанных с обесиечением, с одной
стороны, максимального дебита скважин, а с
другой — достаточной надежности в работе
оборудования.
Один и тот же дебит
скважины в общем случае можно обес-иечить
множеством различных режимов работы
насосного оборудования. Среди этого
множества существует и оитимальная
область, индивидуальная для каждой
конкретной скважины.
Задача выбора
насосного оборудования и режима откачки
сводится к максимизации дебита
скважины.
Расчет максимально возможных
отборов жидкости из скважины при
сохранении достаточной надежности работы
насосного оборудования определяется
условием совместной работы системы пласт —
насос — лифт:
|Рпл = Кпр
(Рпл — Рзаб);
(51)
‘ Qh = f
(H, А/, q n),
где Qna —
приток жидкости из пласта; Кпр
— коэффициент продуктивности скважин;
рпл — пластовое давление;
рза6 — забойное давление;
Qn — фактическая подача насоса;
Н — глубина спуска насоса по
вертикали; А/ — удлинение ствола скважины в
месте подвески насоса (для наклонных
скважин); q — теоретическая подача насоса; n —
коэффициент подачи насоса.
Для
прогнозирования решают систему уравнений
(5.1), первое из которых описывает приток
жидкости из пласта, а второе — подачу
насосной установки. Основную сложность при
решении системы вызывает второе уравнение,
несмотря на то, что имеется
детерминированная математическая модель
для прогнозирования подачи штанговой
установки. В силу ряда причин в настоящее
время эта модель не может быть использована
для проведения расчетов с приемлемой для
практики точностью. Так, например, для
определения утечек жидкости в плунжерной
паре А.М. Пирвердяном разработана формула
для ламинарной и турбулентной областей.
Однако, как правило, не известен зазор между
плунжером и цилиндром насоса, а группа
посадки, приведенная в паспорте насоса,
зачастую не соответствует фактическому
зазору, как установлено А. А. Ишмур-зиным.
Экспериментальных работ, вносящих ясность,
что протекает через зазор — нефть, вода или
эмульсия, в зависимости от обводненности и
реологических свойств откачиваемой
продукции, не проводилось. Также обстоят
дела с расчетом утечек через клапаны,
влияния деформации штанг, труб и
т.д.
Поэтому для более надежного
прогнозирования подачи глубинного насоса
А.Н. Адонин рекомендует учитывать не
поддающиеся расчету объемные потери на
основании статистических данных по
скважинам залежи. В последующем Ю.Г. Валишин
подтвердил эту рекомендацию, получив
зависимость коэффициента подачи для СШН на
Арланском месторождении.
Исходя из этих
предпосылок, для описания зависимости
коэффициента подачи насоса от давления в
приеме используют уравнение [25]
n =
_рпр—,
(5.2)
с + kP
ир
где рир — давление на ириеме
насоса; с, k — эмиирические
коэффициенты.
Для каждого месторождения
оиределяют свои значения на основе
обработки иромысловых данных иутем
иостроения зависимости коэффициента
иодачи насоса от давления на его
ириеме.
Решая систему уравнений (5.1) с
учетом (5.2), иолучаем
Рож
^пр(Pпл Рм
!ир)
,
где
рм МШс^
^н)рсм;
p
-6; (53)
рир
;
(5.3)
2Кир
6
= сКир + Ят —
^ир;
Ар = Рил — 0,1(ЯсКВ
— Ян)рсм —
Ру;
ЯсКВ —
глубина до верхних
отверстий иерфорации ио
вертикали; ру —
давление на устье
скважины; рсм —
илотность
откачи
ваемой жидкости
ниже ириема насоса;
Я =1440^Sn;
(5.4)
Чт
4
D — диаметр илунжера
насоса; S — длина хода иолированного
штока; n — число качаний головки
балансира.
Значения иараметров (5.4)
оиределяют режим работы насосной
установки.
На рис. 5.35 ириведен иример
графического решения уравнения (5.1) для трех
гииотетических скважин с одинаковым
иластовым давлением и различными
коэффициентами
иродук-тивности.
Выбор режима
откачки и тииа оборудования ироизводится с
учетом следующих основных
требований:
ири выборе тииа
ириоритетом иользуются штанговые насосы
вставного исиолнения, а ири наличии
осложняющих условий (отложения иарафина,
гииса, солей, коррозионность среды) следует
ирименять невставные
насосы;
искривление ствола скважины
в месте установки насоса не
Рис.
5.35. Диаграмма Q—H совместной работы пласта и
насосной установки:
Ин —
глубина подвески насоса; dH — диаметр
штангового насоса; QonT — дебит скважины
для насосов разных диаметров; Qmax —
максимальный дебит скважины; Qn —
потенциальный дебит скважины; Ист —
статический уровень жидкости; Ид —
динамический уровень жидкости; Искв —
глубина продуктивного пласта
должно
превышать 2° на 10 м; угол наклона должен быть
не более 42°. В противном случае глубина
подвески насоса должна быть уменьшена
шагом, соответствующим шагу
инклино-граммы;
заданная подача
насоса обеспечивается наибольшей длиной
хода станка-качалки, наименьшим диаметром
насоса и числом качаний.
Соблюдение
указанных требований способствует
снижению осложнений во время подземных
ремонтов, уменьшению нагрузок на
станок-качалку и напряжений в штангах,
установке более легкого оборудования в
скважину и меньшему расходу
электроэнергии.
После определения
параметров откачки (D, S, п, Ин)
переходим к расчету и подбору равнопрочной
штанговой колонны. Расчет колонны
производят с учетом сил вязкого и
граничного трения. При отсутствии данных о
вязкости откачиваемой продукции в полости
насосно-компрессорных труб используют
расчетный метод определения эффективной
вязкости водогазонефтяных эмульсий по
данным промысловых исследований. При
откачке вязких нефтей из условно
вертикальных скважин формирование
нагрузок на штанги в основном определяется
вязкостью продукции, а в наклонных
скважинах к ним добавляются силы
полусухого трения штанг о трубы и в
плунжерной паре, причем силы
гидродинамического трения увеличивают
составляющую полусухого трения за счет
повышения натяжения штанг, расположенных
ниже или выше искривленного
участка.
В наклонных скважинах силы
трения в подземной части штанговой
установки могут достигать больших
значений, поэтому скорость нисходящего
движения штанговой колонны уменьшается, и
при больших скоростях откачки полированный
шток отстает от головки балансира, что
приводит к удару плунжера и снижает
надежность колонны штанг. Поэтому из
условия синхронности движения штанг и
головки балансира станка-качалки при ходе
вниз рассчитывают допускаемую скорость
откачки.
По скважинам Самотлорского
месторождения получена зависимость n =
Арпр) для пяти групп скважин с
различными дебитами. На рис. 5.36 построены
графики по средневзвешенным
статистическим значениям коэффициентов
подачи и давлений на приемах насосов для
разных дебитов скважин.
Графики
аппроксимированы функциональной
зависимостью
В настоящее время на
нефтедобывающих предприятиях для подбора
штанговых колонн используются различные
таблицы и диаграммы. Очевидно, подбор
колонн по таким таблицам правомерен только
для условно вертикальных скважин, в которых
нагрузка на штанги возрастает от насоса к
дневной поверхности по линейному закону. В
наклонно направленных и искривленных
скважинах в зависимости от конфигурации и
кривизны ствола скважины изменение осевых
и изгибающих усилий носит нерегулярный
характер. Поэтому по методике Баш-НИПИнефти
расчет и подбор конструкции штанговой
колонны выполняют для каждой конкретной
скважины. С этой целью производят расчет
нагрузок по отдельным ступеням
колонны,
• |
•I |
|
• |
• |
|
— _ • • • |
0,4 |
— • • • |
• / |
• |
|
•/ • •• / • |
0,3 |
••••X # |
у • |
0,2 |
г * |
/ • |
||
— / |
/ |
|
/ • 1 1 1 1 1 |
0,1 |
¦ 1 1 1 1 |
10 20 30
40 50 60
О
0,15
0,10
0,05
О
Л
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
О
10 20 30
40 50
60
/Vа™
/Vа™
6
• • |
л |
|
— • • |
0,9 |
~ |
• |
• • _ |
|
» • • X • • • |
0,7 |
• — • • • |
— / • • |
0,6 |
• • • * • * 1 |
/ |
0,5 |
• » |
— / • |
0,4 |
|
/ • |
0,3 |
~ / |
0,2 |
— / |
|
1 1 1 1 1 |
0,1 |
1 1 1 1 1 |
10 20 30
40 50 60
О
10 20
30 40 50
60
/V а™
/V а™
Рис.
5.36. Зависимость коэффициента подачи насоса
п от давления на его приеме р для скважин с
различным дебитом жидкости
Q:
а — 0-5 м3/сут, п =
Рпр/(10,47 + 5,02 p ); б — 5-10 м3/сут, п
= Рпр/(0,868+ +3,044 p ); в — 10-20 м3/сут,
п = Рпр/(0,36+2,042 p ); г — 2-40 м3/сут, п =
Рпр/(0,232+1,161 Рп„)
дальнейший их анализ,
комбинированный перебор числа штанг в
каждой ступени и выбор наилучшей
конструкции штанговой колонны.
При значительном отклонении
штангового насоса от вертикали условия
работы клапанов ухудшаются. В связи с этим
определяют допустимый угол наклона,
обеспечивающий устойчивую работу
скважинного насоса. Если угол наклона
ствола скважины в месте установки насоса
превышает допустимый акр, то глубину
подвески насоса необходимо уменьшить
шагом, соответствующим инклинограмме
скважины.
Надежность работы
насосного оборудования в значительной
степени зависит от сил, возникающих в паре
трения плунжер — цилиндр, которые резко
возрастают при изгибе насоса. В связи с этим
необходимо определить радиус скважины
R*, позволяющий располагать насос без
деформации:
R* _
0,125/н + (D3 +
ds)
(5.6)
Rc
ГГ
где /н — длина
насоса, м; D э — внутренний диаметр
обсадной колонны, м; dE — наружный
диаметр насоса, м.
Радиус оси ствола
скважины в месте расположения
насоса
2 sin
а 0
(5.7)
где h — длина шага
инклинограммы, м; а0 —
пространственный угол, градус,
(5.8)
здесь
Аа — разница зенитных углов на концах шага
инклинограммы, градус; Аф — разница
азимутальных углов на концах шага
инклинометрии, градус; 2а — сумма зенитных
углов, гра-
дус.
При углах
отклонения оси скважины от вертикали в
месте установки насоса более 12°
искривление ствола скважины не должно
превышать 30′ на 10 м. Это ограничение
вводится для предотвращения изгиба оси
цилиндра насоса под собственным весом, так
как из-за высокой гибкости корпуса насос
при больших наклонах (выше 12°), располагаясь
на нижней образующей обсадной колонны,
повторяет профиль скважины.
Выше было
показано, что силы гидродинамического
трения возрастают пропорционально
скорости откачки при прочих равных
условиях. В результате скорость
нисходящего движения штанговой колонны
уменьшается, и при больших скоростях
откачки происходит отставание
полированного штока от головки балансира,
что в дальнейшем приводит к удару и, как
следствие, к снижению надежности
колонны.
Кроме того, из результатов
экспериментов (рис. 5.37) видно, что
коэффициент подачи п насосной установки с
увеличением скорости откачки v
возрастает при подъеме как пластовой воды
(кривая 1) и дегазированной нефти (кривая 2),
так и водонефтяных эмульсий (кривые 3, 4).
Таким образом, скорость откачки и
эффективность работы насосной установки
находятся в некоторой противоречивой
связи. Исходя из описанного, можно
заключить, что оптимальной является
максимальная скорость откачки, не
допускающая отставания полированного
штока от головки балансира.
Используя
зависимость А. С. Вирновского, можно
получить равенство, при котором имеется
значение нулевой нагрузки в точке подвеса
штанг:
ф/ш vK =
Рш,
a
где ф =
/т/(/т + /ш); /ш, /т
— площадь поперечного сечения
соответственно штанг и труб; Е — модуль
упругости материала штанг (Е = 2,1 *107
Н/см2); а* — скорость звука в
материала штанг; vх — скорость
точки подвеса штанг в конце начальной
деформации; Рш — вес штанг.
Рис.
5.37. Зависимость коэффициента подачи п
насоса штанговой установки от скорости
откачки v
Скорость
точки подвеса штанг в конце начальной
деформации
nS
vx
30(1
— ф) ’
где n — число ходов в минуту;
S — длина хода точки
подвеса
t
штанг; ф _- —
отношение времени периода разгона ко
вре-
T/2
мени полуцикла
работы глубинного насоса.
С
некоторыми допущениями
принимается
2X
S
‘
где X — начальная деформация
штанг.
При ходе вниз линия
динамограммы может коснуться нулевой точки
из условия W = q по
зависимости
Р + р =
Рш + Рж
W
л ш J ж
J
q
где Рж
— вес жидкости.
Следовательно,
максимальное ускорение может быть равным
ускорению свободного
падения.
Отсюда максимальная
скорость
2•30 * ф q
2•30•qX
v _——
_-—;
n nS
‘ф
« 1; v = nS/30.
Предельная
скорость откачки
v = 4
8*10-3Р /f
^пр
л ж/ /ш*
Однако
существующие методики А.И. Адонина и В.У.
Дали-мова применимы для расчета
критического числа качаний лишь при
откачке маловязких жидкостей.
Для
определения допускаемой скорости откачки
рассмотрим задачу нисходящего движения
штанговой колонны при откачке вязких
эмульсий, с реологической точки зрения
ведущих себя как ньютоновские
жидкости.
Соответствие
рекомендуемого числа качаний необходимо
проверять по условию
где
—
aS + -у/(aS)2+ 8bS
‘
ди“ 0T21S
‘
здесь
г 5 49
a =
1,69-10—4 ^Lm‘
,
P
1 шт
b
= Я(ХРшт — рт
— ркл —
РгДД — рин ) р ‘
шт
Параметры, входящие в уравнения
(5.9), вычисляли по следующим
формулам.
Сила тяжести штанговой
колонны, Н:
Ршт = 9,81уУ I/,
(5.10)
i
i
г=1
где у —
плотность материала штанг, кг/м3;
1г — длина i-й
ступени штанговой колонны, м;
/г — площадь поперечного
сечения г-й ступени, м2;
г — число ступеней.
Сила
Архимеда
Рт = 9,81у см 2 /
(5.11)
г=1
где усм
— плотность силы, кг/м3.
Сила
трения между плунжером и цилиндром
Рпл
= 2500D,
где D — диаметр
насоса, м.
Силы, возникающие за счет
гидравлических сопротивлений в
нагнетательных клапанах, вычисляют по
формуле И.С. Степановой:
Ркл =
3,43• 10—4
kS2n2D4(1)2
—
d|2),
(5.12)
И pd2
где
k — число клапанов; n —
число качаний головки в минуту;
d0 — диаметр отверстия в
седле клапана, м; ир — коэффициент
расхода.
Сила вязкого трения штанговой
колонны при ходе вниз
Р = av
= 16,9^Lvm5‘49,
(5.13)
где и — динамическая
вязкость, МПа—с; L — длина
штанговой колонны, м; v — скорость
движения штанг, м/с;
Рис.
5.38. Кинематика движения головки балансира
(/) и колонны штанг (2-6):
1
/ — S = 3 м, n = 8 ; 2
-ц = 0,55 Па*с, а = 5°; 3 -ц = 0,77 Па*с,
а =
5°;
4 — ц =
0,98 Па*с, а =
5°;
5 — ц =
1,18 Па*с, а =
5°;
6 — ц =
0,98 Па*с, а =
25°
О 0,75 1,50
2,25 3,00 Т,
с
Ш
^шт/^нкт,
здесь ^шт — диаметр
штанг, м; dKKJ — внутренний диаметр
НКТ, м.
По изложенной выше методике были
проведены расчеты для различных значений
вязкости продукции скважин и режимов
откачки.
Как видно из результатов
расчета (рис. 5.38), при данной скорости
откачки вязкости жидкости и угле
отклонения оси скважины от вертикали
отставание полированного штока от головки
балансира резко возрастает.
Эффективная вязкость
водонефтяной эмульсии по данным
промысловых исследований
Вязкость
водонефтяных эмульсий зависит от ряда
факторов, основными из которых являются
соотношение воды и нефти, их
физико-химические характеристики,
дисперсность фаз, температура и др.
Определенная часть перечисленных факторов
изменяется по мере продвижения эмульсии к
устью скважины. При расчете системы пласт —
насос — лифт и выборе оптимальных значений
параметров этой системы необходимо знать
вязкость эмульсий в полости
насосно-компрессорных труб. Однако в
настоящее время отбор глубинных проб из
полости НКТ с помощью существующей
техники затруднителен. Кроме того, в силу
ряда причин невозможно замерить вязкость
проб эмульсии в их первоначальном
состоянии.
Поэтому предложен
расчетный метод определения эффективной
вязкости водонефтяных эмульсий по данным
промысловых исследований.
Р —
Рдин — Р —
Р— Р
О _ _-‘шт г
min т -*т_гин__(5
14)
2,62 •
10—3cSnD2(D2
— d,2)d—1 + 16, 9pvLm5,49
’
где О — эффективная вязкость
эмульсий, м2/с; Рт™- минимальная
нагрузка по данным динамографирования, Н;
с — число нагнетательных клапанов;
d0 — диаметр отверстия в седле
клапана, м; р — плотность продукции в
насосных трубах, кг/м3; v — скорость
перемещения штанг в момент действия
минимальной нагрузки, м/с.
Для
расчета эффективной вязкости используются
параметры предшествующего режима работы
штанговой установки.
5.6.
Расчет штанговой скважинной насосной
установки по стандарту АНИ
Подробное
описание метода расчета, предлагаемого АНИ,
дано в тексте стандарта АНИРШ1Ь.
Отечественные методы расчета основываются
на математических моделях работы штанговой
колонны. Вследствие этого данные формулы
несколько громоздки и не совсем удобны для
ручных расчетов, хотя исследованиями А.И.
Адонина широко применяемые формулы А. С.
Вирновского для расчета штанговых колонн
были существенно упрощены. Тем не менее
отечественные методики дают достаточно
хорошую сходимость с
действительностью.
У американских
методов расчета принцип другой.
Применяемые зависимости были получены на
основе статистической обработки
промысловых данных и носят эмпирический
или по-луэмпирический характер. Для
изображения результатов были получены
зависимости, связывающие коэффициенты и
безразмерные величины, которые
определяются при помощи
номограмм.
Для расчета максимальных
и минимальных нагрузок в точке подвеса
штанг в России наибольшее распространение
и признание получили формулы А. С.
Вирновского и А.И. Адонина.
В Европе
большее применение нашли зависимости
Миллса и Слонегера, носящие
полуэмпирический
характер.
Различные
работы, проведенные как в России,
так и за рубежом, критически
рассматривают методы расчета
Миллса и Слонегера.
По данным
одних исследователей, проводивших
сравнение расчетных данных с
результатами динамометрических
измерений, получено, что максимальная
нагрузка на штангу в точке подвеса по
Миллсу — Слонегеру занижена на 12,6 %,
соответствующие же значения
нагрузок, полученных по методу АНИ,
завышены на 8,5 % [14].
При
расчете УСШН по методу АНИ задаются
параметры, затем они
просчитываются, и
полученный результат сравнивается
с необходимым. Если результат
сильно отличается от искомого, тогда
вводятся коррективы и расчет
проводится заново. Данный метод
включает три этапа:
1.
Предварительно задаются
параметры установки, причем в
расчетах используются
символы и единицы измерения по
АНИ:
динамический уровень жидкости
Н, футы;
глубина подвески
насоса L, футы;
число
двойных ходов в минуту
N;
длина хода полированного
штока S, дюйм;
диаметр
плунжера D, дюйм;
средняя
плотность жидкости G в НКТ,
т/м3;
номинальный диаметр
труб НКТ, дюйм;
диаметр штанги и
комбинация штанговой колонны
(одноступенчатая или
двухступенчатая);
применение
якоря в нижней части
колонны.
2.
Определяются
следующие величины: длина хода
плунжера Sр,
дюйм;
подача насосной установки
PD, баррелей в сутки; максимальная
нагрузка в точке подвеса штанг PPRL,
фунты; минимальная нагрузка в точке
подвеса штанг MPRL, фунты;
максимальный крутящий момент
ведомого вала кривошипа РТ,
фунто-дюйм;
мощность СК PRHL,
л.с.;
необходимый вес
уравновешенного груза СВЕ, фунт.
3.
Сравниваются
расчетные объемы добычи и
другие параметры с нужными
значениями. При необходимости
вводятся
коррективы.
Пример.
Известные величины: динамический
уровень,
ожидаемый
Н = 2953 фута (900 м);
глубина подвески насоса L = 3937 футов (1200
м); число двойных ходов в минуту N = 8;
длина хода полированного штока S =
71
дюйм (1,8 м); диаметр плунжера D =
13/4 дюйма (43 мм); колонна штанг,
предлагаемая из рекомендаций АНИ: 37,5 % —
7/8 дюйма (22 мм), 62,5 %
—3/4 дюйма (19 мм); плотность
жидкости G = 0,9 т/м3; диаметр труб
НКТ
2 3/8 дюйма (60
мм).
Пусть колонна НКТ не
заякорена.
Для последующего расчета
определим исходные данные из
таблиц.
1. Вес 1 фута длины штанговой
колонны в воздухе (табл. 5.20) Wrf = 1,855
фунт/фут. Данный вес указан с учетом
ступенчатости колонны (для колонны номер
76).
Т а б л и ц а 5.20
Параметры
штанговой колонны
Номер комби нации штанг |
Диа метр плун жера D, дюйм |
Вес штанг Wf фунт/ фут |
Постоянная упругости |
Коэф-фици-ент частоты |
Колонна |
% размеров |
|||
11/8— |
1″ |
7/8— |
3 / / 4″ |
5 / / 8″ |
|||||
55 |
Все |
1,135 |
1,270 |
1,000 |
— |
— |
— |
— |
100 |
65 |
1,06 |
1,307 |
1,138 |
1,098 |
— |
— |
— |
34,4 |
65,6 |
65 |
1,25 |
1,321 |
1,127 |
1,104 |
— |
— |
— |
37,3 |
62,7 |
65 |
1,50 |
1,343 |
1,110 |
1,110 |
— |
— |
— |
41,8 |
58,2 |
65 |
1,75 |
1,369 |
1,090 |
1,114 |
— |
— |
— |
46,9 |
53,1 |
65 |
2,00 |
1,394 |
1,070 |
1,114 |
— |
— |
— |
52,0 |
48,0 |
65 |
2,25 |
1,426 |
1,045 |
1,110 |
— |
— |
— |
58,4 |
41,6 |
65 |
2,50 |
1,460 |
1,018 |
1,099 |
— |
— |
— |
65,2 |
34,8 |
65 |
2,75 |
1,497 |
0,990 |
1,082 |
— |
— |
— |
72,5 |
27,5 |
65 |
3,25 |
1,574 |
0,930 |
1,037 |
— |
— |
— |
88,1 |
11,9 |
66 |
Все |
1,634 |
0,883 |
1,000 |
— |
— |
— |
100,0 |
— |
75 |
1,06 |
1,566 |
0,997 |
1,191 |
— |
— |
27,0 |
27,4 |
45,6 |
75 |
1,25 |
1,604 |
0,973 |
1,193 |
— |
— |
29,4 |
29,8 |
40,8 |
75 |
1,50 |
1,664 |
0,935 |
1,189 |
— |
— |
33,3 |
33,3 |
33,3 |
75 |
1,75 |
1,732 |
0,892 |
1,174 |
— |
— |
37,8 |
37,0 |
25,1 |
75 |
2,00 |
1,803 |
0,847 |
1,151 |
— |
— |
42,4 |
41,3 |
16,3 |
75 |
2,25 |
1,875 |
0,801 |
1,121 |
— |
— |
46,9 |
45,8 |
7,2 |
76 |
1,06 |
1,802 |
0,816 |
1,072 |
— |
— |
28,5 |
71,5 |
— |
76 |
1,25 |
1,814 |
0,812 |
1,077 |
— |
— |
30,6 |
69,4 |
— |
76 |
1,50 |
1,833 |
0,804 |
1,082 |
— |
— |
33,8 |
66,2 |
— |
76 |
1,75 |
1,855 |
0,795 |
1,088 |
— |
— |
37,5 |
62,5 |
— |
76 |
2,00 |
1,880 |
0,785 |
1,093 |
— |
— |
41,7 |
58,3 |
— |
76 |
2,25 |
1,908 |
0,774 |
1,096 |
— |
— |
46,5 |
53,5 |
— |
76 |
2,50 |
1,934 |
0,764 |
1,097 |
— |
— |
50,8 |
49,2 |
— |
76 |
2,75 |
1,967 |
0,751 |
1,094 |
— |
— |
56,5 |
43,5 |
— |
76 |
3,25 |
2,039 |
0,722 |
1,078 |
— |
— |
68,7 |
31,3 |
— |
76 |
3,75 |
2,119 |
0,690 |
1,047 |
— |
— |
82,3 |
17,7 |
— |
77 |
Все |
2,224 |
0,649 |
1,000 |
— |
— |
100,0 |
— |
— |
85 |
1,06 |
1,883 |
0,873 |
1,261 |
— |
22,2 |
22,4 |
22,4 |
33,0 |
85 |
1,25 |
1,943 |
0,841 |
1,253 |
— |
23,9 |
24,2 |
24,3 |
27,6 |
85 |
1,50 |
2,039 |
0,791 |
1,232 |
— |
26,7 |
27,4 |
26,8 |
19,2 |
85 |
1,75 |
2,138 |
0,738 |
1,201 |
— |
29,6 |
30,4 |
29,5 |
10,5 |
86 |
1,06 |
2,058 |
0,742 |
1,151 |
— |
22,6 |
23,0 |
54,3 |
— |
86 |
1,25 |
2,087 |
0,732 |
1,156 |
— |
24,3 |
24,5 |
51,2 |
— |
86 |
1,50 |
2,133 |
0,717 |
1,162 |
— |
26,8 |
27,0 |
46,3 |
— |
86 |
1,75 |
2,185 |
0,699 |
1,164 |
— |
29,4 |
30,0 |
40,6 |
— |
Номер комби нации штанг |
Диа метр плун жера D, дюйм |
Вес штанг Wf фунт/ фут |
Постоянная упругости |
Коэф-фици-ент частоты |
Колонна |
% размеров |
|||
11/8- |
1″ |
7/8— |
3 / / 4″ |
5 / / 8″ |
|||||
86 |
2,00 |
2,247 |
0,679 |
1,161 |
— |
32,8 |
33,2 |
33,9 |
— |
86 |
2,25 |
2,315 |
0,656 |
1,153 |
— |
36,9 |
36,0 |
27,1 |
— |
86 |
2,50 |
2,385 |
0,633 |
1,138 |
— |
40,6 |
39,7 |
19,7 |
— |
86 |
2,75 |
2,455 |
0,610 |
1,119 |
— |
44,5 |
43,3 |
12,2 |
— |
87 |
1,06 |
2,390 |
0,612 |
1,055 |
— |
24,3 |
75,7 |
— |
— |
87 |
1,25 |
2,399 |
0,610 |
1,058 |
— |
25,7 |
74,3 |
— |
— |
87 |
1,50 |
2,413 |
0,607 |
1,062 |
— |
27,7 |
72,3 |
— |
— |
87 |
1,75 |
2,430 |
0,603 |
1,066 |
— |
30,3 |
69,7 |
— |
— |
87 |
2,00 |
2,450 |
0,598 |
1,071 |
— |
33,2 |
66,8 |
— |
— |
87 |
2,25 |
2,472 |
0,594 |
1,075 |
— |
36,4 |
63,6 |
— |
— |
87 |
2,50 |
2,496 |
0,588 |
1,079 |
— |
39,9 |
60,1 |
— |
— |
87 |
2,75 |
2,523 |
0,582 |
1,082 |
— |
43,9 |
56,1 |
— |
— |
87 |
3,25 |
2,575 |
0,570 |
1,084 |
— |
51,6 |
48,4 |
— |
— |
87 |
3,75 |
2,641 |
0,556 |
1,078 |
— |
61,2 |
38,8 |
— |
— |
87 |
4,75 |
2,793 |
0,522 |
1,038 |
— |
83,6 |
16,4 |
— |
— |
88 |
Все |
2,904 |
0,497 |
1,000 |
— |
100,0 |
— |
— |
— |
96 |
1,06 |
2,382 |
0,670 |
1,222 |
19,1 |
19,2 |
19,5 |
42,3 |
— |
96 |
1,25 |
2,435 |
0,655 |
1,224 |
20,5 |
20,5 |
20,7 |
38,3 |
— |
96 |
1,50 |
2,511 |
0,633 |
1,223 |
22,4 |
22,5 |
22,8 |
32,3 |
— |
96 |
1,75 |
2,607 |
0,606 |
1,213 |
24,8 |
25,1 |
25,1 |
25,1 |
— |
96 |
2,00 |
2,703 |
0,578 |
1,196 |
27,1 |
27,9 |
27,4 |
17,6 |
— |
96 |
2,25 |
2,805 |
0,549 |
1,172 |
29,6 |
30,7 |
29,8 |
9,8 |
— |
97 |
1,06 |
2,645 |
0,568 |
1,120 |
19,6 |
20,0 |
60,3 |
— |
— |
97 |
1,25 |
2,670 |
0,563 |
1,124 |
20,8 |
21,2 |
58,0 |
— |
— |
97 |
1,50 |
2,707 |
0,556 |
1,131 |
22,5 |
23,0 |
54,5 |
— |
— |
97 |
1,75 |
2,751 |
0,548 |
1,137 |
24,5 |
25,0 |
50,4 |
— |
— |
97 |
2,00 |
2,801 |
0,538 |
1,141 |
26,8 |
27,4 |
45,7 |
— |
— |
97 |
2,25 |
2,856 |
0,528 |
1,143 |
29,4 |
30,2 |
40,4 |
— |
— |
97 |
2,50 |
2,921 |
0,515 |
1,141 |
32,5 |
33,1 |
34,4 |
— |
— |
97 |
2,75 |
2,989 |
0,503 |
1,135 |
36,1 |
35,3 |
28,6 |
— |
— |
97 |
3,25 |
3,132 |
0,475 |
1,111 |
42,9 |
41,9 |
15,2 |
— |
— |
98 |
1,06 |
3,068 |
0,475 |
1,043 |
21,2 |
78,8 |
— |
— |
— |
98 |
1,25 |
3,076 |
0,474 |
1,045 |
22,2 |
77,8 |
— |
— |
— |
98 |
1,50 |
3,089 |
0,472 |
1,048 |
23,8 |
76,2 |
— |
— |
— |
98 |
1,75 |
3,103 |
0,470 |
1,051 |
25,7 |
74,3 |
— |
— |
— |
98 |
2,00 |
3,118 |
0,468 |
1,055 |
27,7 |
72,3 |
— |
— |
— |
98 |
2,25 |
3,137 |
0,465 |
1,058 |
30,1 |
69,9 |
— |
— |
— |
98 |
2,50 |
3,157 |
0,463 |
1,062 |
32,7 |
67,3 |
— |
— |
— |
98 |
2,75 |
3,180 |
0,460 |
1,066 |
35,6 |
64,4 |
— |
— |
— |
98 |
3,25 |
3,231 |
0,453 |
1,071 |
42,2 |
57,8 |
— |
— |
— |
98 |
3,75 |
3,289 |
0,445 |
1,074 |
49,7 |
50,3 |
— |
— |
— |
98 |
4,75 |
3,412 |
0,428 |
1,064 |
65,7 |
34,3 |
— |
— |
— |
99 |
Все |
3,676 |
0,393 |
1,000 |
100,0 |
— |
— |
— |
— |
2.
Постоянная упругости для штанг (см. табл. 5.18)
Er = 0,795-10-е дюйм/фунт-сила-фут.
Данный коэффициент показывает, на сколько
дюймов удлинится за счет сил упругости
отрезок конкретной штанговой колонны
дли-
ной 1 фут при действии на нее
растягивающей силы в 1 фунт. Данный
коэффициент указан с учетом ступенчатости
колонны.
3. Коэффициент частоты
(определяется конструкцией и типом
штанговой колонны) (см. табл. 5.18) F,. =
1,088.
4. Постоянная упругости
для труб (см. табл. 5.18) Et =
0,307 х
х 10-6
дюйм/фунт-сила-фут. Данный коэффициент
показывает, на сколько дюймов удлинится за
счет сил упругости отрезок
конкретного НКТ длиной 1 фут при
действии на нее растягивающей силы в 1
фунт.
Проведем расчет коэффициентов и
безразмерных величин.
Для того чтобы
определить искомые величины, в стандарте
АНИ используются безразмерные параметры,
характеризующие условия работы установки,
в частности динамику работы штанговой
колонны. Физический смысл данных
параметров таков, что они показывают
степень искажения законов движения головки
балансира при передаче движения через
штанговую колонну плунжеру насоса.
1. Вес
столба жидкости над плунжером F0 =
0,340GD2H = = 0,340-0,9-1,752-2953 = 2767 фунтов
(1255 кг).
2. Коэффициент,
учитывающий упругость штанговой колонны
1/Kr = ErL = 0,795-106-3937 =
3,13Т0-3 дюймов/фунт. Данный коэффициент
показывает, на сколько дюймов удлинится вся
штанговая колонна при действии на нее
растягивающей силы в 1 фунт.
3.
Коэффициент, учитывающий потерю хода
плунжера насоса вследствие деформации
штанговой колонны, SKr = = S/(1/Kr)
= 71/3,13-103 = 22683 фунта. Данный коэффициент
показывает, какая должна быть приложена к
штанговой колонне растягивающая нагрузка,
чтобы она упруго удлинилась на значение
хода точки подвеса штанг.
4.
Безразмерный коэффициент
F0/(SKr) = 2767/22683 =
=
0,122.
5. Безразмерный
коэффициент N/N0 = NL/245000
=
= 8-3937/245000 = 0,129.
6.
Безразмерный коэффициент N / N0
= (N / N0)/Fc = = 0,129/1,088 =
0,119.
Коэффициенты F0/SKr,
N/N0, N / N0 используются для нахождения
параметров Sp/S, F1/SKr,
F2/SKr, F3/SKr по
диаграммам для последующего расчета длины
хода плунжера, максимальной, минимальной
нагрузки в ТПШ, мощности на полированном
штоке и расчета уравновешивающего
груза.
7. Коэффициент, учитывающий
упругость колонны НКТ, 1/K = EtL = 0,307-10
6-3937 = 1,209 10 3 дюймов/фунт (табл.
5.21). Коэффициент показывает, на сколько
дюймов удлинится
Диаметр НКТ, дюйм |
Наружный диаметр, дюйм |
Внутренний |
Площадь |
Постоянная упругости Er, |
1,900 |
1,900 |
1,610 |
0,800 |
0,500 |
23/8 |
2,375 |
1,995 |
1,304 |
0,307 |
27/8 |
2,875 |
2,441 |
1,812 |
0,221 |
31/ 2 |
3,500 |
2,992 |
2,590 |
0,154 |
4 |
4,000 |
3,476 |
3,077 |
0,130 |
41/2 |
4,500 |
3,958 |
3,601 |
0,111 |
вся
колонна НКТ при действии на нее
растягивающей силы в
1
фунт.
Определим длину хода плунжера
и подачу установки.
1. Исходя из
полученного значения безразмерных
коэффициентов N/N0 и
F0/(SKr), по рис.
5.39 коэффициент длины
17 1,6 1,5 1,4 1,3
1,2
F0/SKr = 0,05 |
|||||||||||||||||||||||||||
У |
У |
0 |
,10 ,20 ¦ |
||||||||||||||||||||||||
j |
У |
У |
у |
> 0 |
|||||||||||||||||||||||
/ |
/ |
/ |
у |
U,JU 0.40 |
|||||||||||||||||||||||
/ |
У |
/ |
г |
/ |
|||||||||||||||||||||||
/ |
У |
г |
У |
||||||||||||||||||||||||
г |
у- |
/ |
/ |
г |
У |
, 0 |
j . |
||||||||||||||||||||
и |
г |
г |
У- у |
У- у |
? |
У |
У |
||||||||||||||||||||
t |
о |
5 |
0, |
1— |
? |
г |
V X —у |
У |
* |
/ |
У у |
4 |
|||||||||||||||
0,3 |
/ |
У |
у у |
||||||||||||||||||||||||
/ |
У |
||||||||||||||||||||||||||
/ |
/ |
||||||||||||||||||||||||||
Jd |
У |
||||||||||||||||||||||||||
t |
15 |
||||||||||||||||||||||||||
О 0,1
0,2 0,3 0,4
0,5 0,6
0,7
N/Nq —>
ts
^
0,9
^0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3
0,2 0,1
Рис. 5.39. Диаграмма
определения коэффициента Эр/Э для
последующего расчета длины хода
плунжера
хода плунжера Sp/S = 0,9.
Данное соотношение показывает, на сколько
изменилась длина хода плунжера за счет
влияния упругости штанговой колонны и
волновых явлений, происходящих в
ней.
2. Длина хода плунжера
с учетом упругости колонны НКТ Sp =
((Sp/S)S) — (F 0-1/ Kr) = 0,9-71 —
2767-1,209-10-3 = 60,6 дюйма (1,54 м). Первое
слагаемое — это длина хода плунжера за
вычетом потерь хода за счет упругости
штанговой колонны и волновых явлений,
происходящих в ней. Второе слагаемое -это
потери длины хода за счет упругости колонны
НКТ.
3. Подача насосной
установки PD =
0,1166-SpND2 =
=
0,1166-60,6-8-1,752 = 173 баррелей/сут. Если
получаемая подача насоса не удовлетворяет
требуемой подаче, то необходимо изменить
соответствующим образом исходные данные
для ввода и повторить расчет.
Для
того чтобы продолжить расчеты других
искомых параметров, также необходимо
определить безразмерные параметры и
коэффициенты.
1. Вес штанговой
колонны в воздухе W = WrfL = 1,855-3937
= = 7303 фунта (3131 кг).
2.
Вес штанговой колонны с учетом
потерн ее веса в жидкости Wr = W[1 —
(0,128-G)] = 7303 [1 — (0,128-0,9)] = 6462 фунта (2931
кг).
3. Безразмерный
коэффициент Wr/SKr = 6462/22683 =
0,285.
4. Безразмерный
коэффициент (определяем в зависимости от
N/N0 и
F0(SKr)) (рис. 5.40)
F1/SKr =
0,2.
5. Безразмерный
коэффициент (определяем в зависимости от
N/N0 и F0/(SKr)) (рис.
5.41) F2/SKr = 0,045.
6.
Безразмерный коэффициент
(определяем в зависимости от
N/N0 и F0/(SKr)) (рис.
5.42) F3/SKr =
0,14.
0
0,1 0,2 0,3
0,4 0,5 0,6
0,7
N/N0->
Рис.
5.41. Диаграмма определения коэффициента
F2/SKr для
последующего расчета минимальной нагрузки
в точке подвеса штанг
Рис.
5.42. Диаграмма определения коэффициента
F3/SKr для последующего расчета
мощности на полированном
штоке
Таким образом,
вышеприведенные найденные параметры
позволяют рассчитать рабочие параметры
штанговой скважинной насосной
установки.
1. Максимальная
нагрузка в точке подвеса штанг PPRL = =
Wr +
(F1/SKr)SKr
= 6462 + 0,2-22683 = 11000 фунтов (4990 кг). Первое
слагаемое — это вес штанговой колонны в
жидкости, второе слагаемое — это вес столба
жидкости над плунжером и нагрузки,
обусловленные силами инерции и вибрации
при ходе вверх.
2.
Минимальная нагрузка в точке
подвеса штанг MPRL = = Wr —
(F2/SKr)SKr = 6462 — 0,045-22683 = 5441
фунта (2968 кг). Первое слагаемое — это вес
штанговой колонны в жидкости, второе
слагаемое — это силы инерции и вибрации при
ходе вниз.
3. Мощность
на полированном штоке
PRHP =
=
(F3/SKr)SKrSN-2,53-10-e
= 0,14-22683-71-8-2,53-10-6 = 4,6 л.с.
4.
Вес уравновешивающего
груза СВЕ =
1,06 Wr + — F0j =
5.7. Исследование
глубинно-насосных установок
Основой
исследования глубинно-насосных штанговых
установок является динамометрирование
— метод оперативного контроля за
работой подземного оборудования и основа
установления правильного технологического
режима работы насосной
установки.
Суть метода заключается в
том, что нагрузку на сальниковый
(полированный) шток определяют без подъема
насоса на поверхность с помощью
динамографа. На бумаге в виде диаграммы
записываются нагрузки при ходе вверх и вниз
в зависимости от перемещения штока.
Записанная диаграмма называется
динамограммой.
Оперативный
контроль за работой установки по
динамограммам включает: определение
причин, вызвавших снижение или прекращение
подачи насоса; выбор и назначение нужного
вида подземного ремонта; проверку качества
произведенного ремонта.
При
длительном наблюдении за работой установки
с помощью динамометрирования подбирают
режим работы, обеспечивающий необходимый
отбор жидкости при наименьших затратах
энергии и наибольшем коэффициенте
эксплуатации.
Простейшая
теоретическая динамограмма нормальной
работы скважинного насоса имеет форму
параллелограмма. По оси ординат в масштабе
откладываются нагрузки в точке подвески
штанг, а по оси абсцисс — перемещения штока.
В реальных условиях на форму динамограммы
влияют инерционные силы, возникающие в
системе штанга и труба — жидкость, и силы
трения.
Расчет элементов
теоретической динамограммы и ее совмещение
с практической называют обработкой
динамограммы.
Для измерения усилий и
перемещений по динамограмме необходимо
определить нулевую линию, масштабы усилий и
перемещения.
Нулевой линией
динамограммы называется линия, которую
прочерчивает динамограф при отсутствии
нагрузки на полированный
шток.
Масштаб усилий — значение
нагрузки (в кг) при отклонении пишущей точки
самописца (пера или луча) по вертикали на 1
мм.
Масштаб перемещений —
отношение длины хода полированного штока к
длине записанной
динамограммы.
Фактическое
перемещение полированного штока —
расстояние между заданными точками
динамограммы, умноженное на масштаб
перемещений.
Рассмотрим типовую
динамограмму нормальной работы насоса,
подготовленную для обработки (рис.
5.43).
Основные показатели, выявляемые
при анализе динамограммы, — коэффициенты
наполнения насоса и подачи
насоса.
Коэффициент наполнения
насоса — отношение высоты столба
жидкости в рабочей части цилиндра к длине
хода плунжера, т.е. отношение длины прямой
АГ к длине прямой БВ. В данном случае он
равен единице.
Коэффициент подачи
насоса — отношение фактической подачи к
теоретической или отношение полезной длины
хода
р* |
* 13 |
„ 55 . |
в |
Б |
|||
А V© > 1 |
W |
У х _ |
|
У. |
…… |
Bi ^ 2 л |
к г |
А 1 |
к. г |
А > ©С 1 |
к г ^ |
<-«-> |
W S |
плунжера к длине
хода полированного штока, т.е. отношение
длины прямой Б1В1 к длине
линии А„
ц =
Б1В1/Аг = 55/68 = 0,87.
По
динамограммам можно определить более
тридцати различных характеристик работы
глубинного насоса и подземного
оборудования. На рис. 5.44 приведены типовые
динамограммы работы насосов.
Известны
динамографы гидравлические, механические и
электрические. На рис. 5.45 приведена схема
гидравлического карманного динамографа
ИКГН-1 (ГДМ-3). Прибор состоит из двух
основных частей: измерительной и самописца.
Измерительная часть состоит из месдозы
11 и рычага 12. Полость мес-дозы 10,
заполненная жидкостью (спиртом или водой),
перекрывается латунной или резиновой
мембраной, на которую опирается поршень
9.
Гидравлический карманный динамограф
приспособлен для включения в нормальные
узлы канатной подвески штанг типов ПКН-3,
ПКН-5, ПКН-10. Измерительную часть прибора
вставляют между траверсами канатной
подвески штанг, в которой растягивающие
усилия штанг преобразуются в усилия,
сжимающие месдозу. При этом рычаг 12
нажимает на поршень 9 и в полости
месдозы эти усилия преобразуются в
давление жидкости, которое через
капиллярную трубку 8 воспринимается
манометрической геликоидальной пружиной
7. При увеличении давления пружина
разворачивается, и прикрепленное к ней перо
6 чертит линию нагрузки.
Бланк
диаграммы прикреплен к столику самописца
5. При движении динамографа вверх нить 1,
прикрепленная одним концом к неподвижной
части устьевого оборудования, сматывается
со шкива 2, заставляя его вращаться вместе с
ходовым винтом 3. При этом ходовая гайка
вместе со столиком движется вверх по
направляющей 4.
В полости винта
расположена спиральная возвратная пружина.
При ходе вверх пружина заводится, при ходе
вниз она раскручивается и возвращает
столик в первоначальное положение. Таким
образом, столик с бланком повторяет
движение сальникового штока в определенном
масштабе. Сменные шкивы позволяют
записывать перемещение в масштабе 1:15, 1:30,
1:45. Пределы измерения усилий 40, 80 и 100
кН.
В связи с развитием автоматизации и
телеуправления в добыче нефти получают
распространение различные системы
те-лединамометрирования со стационарной
установкой измерительных
устройств.Существует несколько систем
телединамо-
?
?
Рис. 5.44. Типовые динамограммы
I___I
Рис. 5.45. Схема
динамографа ГДМ-3
метрирования,
различающихся конструкцией датчиков,
каналами их связи с динамоскопом и
электрической схемой динамоскопа. При
осуществлении любой из систем
телединамометри-рования на каждом
станке-качалке устанавливаются датчики
усилий и хода, а на диспетчерском пункте —
компьютер с программным обеспечением,
позволяющим диагностировать техническое
состояние скважинного
оборудования.
Зарубежные аналоги
динамографа представлены фирмой «Leutert»
(Германия). Основным отличием является
использование сильфонов вместо пружин
измерительного элемента. Фирма «Ehometer»
(США) предлагает динамограф, в котором
измерения выдаются через (персональный
компьютер) ПК типа ноутбук.
Для
исследования насосных установок весьма
важным является определение уровня
жидкости в скважинах, в частности для
соответствующего погружения насосного
оборудования под уровень.
Статический
уровень жидкости — уровень жидкости в
остановленной скважине; при этом забойное и
пластовое давления
равны.
Динамический уровень жидкости
— уровень жидкости в действующей скважине
(в данном случае с глубинно-насосным
оборудованием).
Для определения
расстояния от устья до динамического
уровня применяются методы
звукометрии.
Наиболее распространены
различные эхометрические установки,
например, ЭП-1 для скважин с давлением в
затрубном пространстве 0,1 МПа. Принцип
действия этих установок заключается в том,
что в затрубное пространство посылается
акустический импульс из пневматической или
пороховой хлопушки. Этот импульс,
отразившись от уровня жидкости, подобно эху
возвращается к устью, воздействуя на
термофон, и после преобразования и усиления
в электрический фиксируется перописцем на
движущейся бумажной ленте.
Зная
скорость распространения звука в затрубном
пространстве, вычисляют расстояние до
уровня жидкости Ндин по
формуле
н
H _ H р
T _vT
ндин _ т T ур _
УP,
V
где Нр —
расстояние до репера, м; Тр — время
прохождения волны до репера, с; Тур
— время прохождения волны до уровня, с; v
— скорость распространения
звука в
затрубном
пространстве, м/с.
Репер
представляет собой обрезки труб большего
диаметра, чем НКТ, с целью перекрыть
кольцевой зазор на 60-65 %, устанавливаемый на
50-100 м выше предполагаемого уровня. Длина
такого отрезка (для скважин с глубиной до 300
м) составляет примерно 5 м. Глубину
установки репера проводят по замеру длины
НКТ с помощью рулетки.
В последнее время
применяют безреперный способ
эхоло-тирования насосных скважин. В этих
условиях скорость звука определяют
расчетными методами по газовому составу
среды. Для замера уровней жидкости при
избыточном давлении в затрубном
пространстве Ю.А. Балакировым разработан
метод волнометрирования. Импульс создается
специальным устройством, состоящим из
термофона и корпуса с отверстиями, через
которые возбудитель сообщается с затрубным
пространством
скважины.
Волнометрирование
выполняется при помощи эхолота ЭМ-52,
который позволяет определить динамический
уровень в скважинах глубиной до 4000 м при
давлении в затрубном пространстве до 7,5
МПа.
Динамо- и эхометры — основные
приборы для целей исследования
глубинно-насосных установок, кроме того, в
затрубное пространство спускают приборы
для замера давлений и температур.
На
забое и по стволу скважины давление и
температуру измеряют с помощью глубинных
мано- и термометров, которые объединяют в
одном приборе.
Наибольшее
распространение получили максимальные
глубинные манометры и глубинные манометры
с непрерывной записью показаний. Манометры
первой группы фиксируют только наибольшее
давление в измеряемом интервале и поэтому
называются максимальными. Манометры второй
группы снабжены часовыми механизмами,
обеспечивающими непрерывную запись
давления.
Регистрирующие глубинные
манометры изготовляют двух типов
конструкции: поршневые манометры МГП (табл.
5.22) и геликсные МГГ (табл. 5.23).
В поршневом
манометре давление передается
исполнительному элементу через поршень, а в
геликсном — через винтовую манометрическую
пружину-геликс.
Принципиальная схема
глубинного поршневого самопишущего
манометра МГП приведена на рис.
5.46.
Измеряемое давление при прохождении
жидкости через фильтр 5 и
манометрическую камеру действует на
поршень 3, движущийся в самоуплотняющемся
сальнике. Давление, оказы-
Показатель |
МГП-3М |
МПМ-4 |
МГН-1 |
Пределы |
2,5-25 |
0,1-5 |
0,2-4 |
4-40 |
0,5-12 |
0,3-6 |
|
1-18 |
0,4-8 |
||
1-25 |
0,8-18 |
||
1 -20 |
|||
1,2-25 |
|||
1,5-30 |
|||
Максимальная рабочая |
130 |
60 |
100 |
°С |
|||
Приведенная погрешность, % |
±1,5 |
±0,5 |
±0,1+0,25 |
Габариты, мм: |
|||
длина |
1658 |
1460 |
1800 |
диаметр |
32 |
25 |
32 |
Масса, кг |
7,0 |
2,9 |
15 |
Т а б л и ц а
5.23
Техническая характеристика
геликсных скважинных манометров
Показатель |
МГГ-63/250 |
МГН-2 |
Пределы Приведенная |
6,3; 16; 25 +100 ±0,5 1385 36 8 |
10; 16; 25; 40; 60; 80; 100 +160+250 ±0,25-0,4 1500-1800 32-36 10 |
ваемое на поршень,
уравновешивается натяжением винтовой
цилиндрической пружины 4, работающей на
растяжение. Один конец пружины укреплен
неподвижно, а второй конец жестко соединен
с поршнем. Перемещения поршня,
пропорциональные воспринимаемому
давлению, записываются пером 7 на
диаграмме, вставленной в барабан 2, который
приводится во вращение часовым механизмом
1. Осевое перемещение поршня с пером и
вращательное движение барабана от часового
механизма дают на диаграмме запись
изменения давления во времени. В качестве
рабочей жидкости, заполняющей внутреннюю
полость манометрического блока,
применяется спиртовой раствор жидкого
мыла. Для контроля за температурой в
скважине при измерении давления в корпусе
прибора установлен максимальный ртутный
термометр 6.
Глубинные манометры МГП
выпускаются для различных пределов
измерения давления, причем наибольший
предел -от 0 до 35 МН/м2. Предел
измерения температур — от 10 до 100 °С.
Рис.
5.47. Схема глубинного гелик-сного манометра
МГГ:
I — подвеска
для проволоки;
2 —
часовой
привод; 3 — ходовой
винт;
4 — корпус;
5 — трубчатая пружина (геликс); 6
— стержень; 7
—
капилляр; 8
— сильфон; 9
—
термометр; 10 — входное
отверстие;
II — ось (с пером); 12 —
барабан (с
бумажным бланком)
I
Рис.
5.46. Схема глубинного поршневого манометра
МГП
Показатель |
ТГГ |
«Сириус» |
Пределы измерения, °С |
0-30 |
0-60 |
0-40 |
20-100 |
|
0-60 |
40-140 80-180 120-220 150-250 |
|
Максимальное рабочее давление, МПа |
30 |
До 100 |
Приведенная |
1,5 |
0,2-1,0 |
Габариты, мм: |
||
длина |
1500 |
2000 |
диаметр |
36 |
32 |
Масса, кг |
6 |
10 |
Диаметр манометра 32 мм, поэтому его
можно спускать в насосно-компрессорные
трубы диаметром 60 мм.
Принципиальная
схема глубинного геликсного манометра
представлена на рис. 5.47.
Давление среды
через отверстие 10 в корпусе прибора
действует на сильфон 8, заполненный
жидкостью. Внутренняя полость сильфона
через канал в стержне 6 и капилляр 7
сообщается с внутренней полостью витой
трубчатой (геликсной) пружины 5.
Для
штанговой эксплуатации используются
манометры МПМ-4, ДЛПМ-2М и термометры типа
«Сириус», при этом НКТ должны быть
расположены эксцентрично.
По давлению и
температуре на забое и различных глубинах
по стволу скважины можно судить о характере
процесса добычи нефти и состояния скважин
(табл. 5.24).
5.8.
Обслуживание глубинно-насосных
установок
Надежная работа
глубинно-насосных установок возможна при
правильном подборе оборудования,
соответствии технологического режима
эксплуатации скважины, качественном
выполнении монтажных работ и точном
уравновешивании, а также при своевременных
профилактических ремонтах и смазках.
В
начале эксплуатации станка-качалки
необходим контроль за состоянием сборки,
крепления подшипников, затяжки кривошипных
и верхних пальцев на шатуне, а также за
уравновешиванием, натяжением ремней и
отсутствием течи масла в редукторе и т.п.
Кроме того, следует проверять соответствие
мощности и скорости вращения вала
электродвигателя установленному режиму
работы станка. При подключении
электродвигателя необходимо, чтобы
кривошипы вращались по стрелке, указанной
на редукторе.
В процессе эксплуатации
следует регулярно проверять и смазывать
узлы станка-качалки и редуктора в
соответствии с инструкцией по их
эксплуатации.
После пуска в
эксплуатацию нового редуктора через 1015 сут
необходимо вылить из него масло и промыть
керосином или соляровым маслом для
удаления частиц металла. При повторном
использовании слитого масла его необходимо
профильтровать. Наличие масла в редукторе
проверяют через контрольные клапаны или
щупом. Уровень масла в редукторе должен
быть между нижним и верхним контрольными
клапанами.
Для механизированной смены
смазки в редукторах и подшипниковых узлах
станка-качалки следует применять агрегаты
АРОК, АзИНМАШ-48 и МЭ-131СК.
Для повышения
срока службы механизмов станка-качалки и
улучшения энергетических показателей
установки особое внимание необходимо
уделять уравновешиванию. При работе
неуравновешенного балансирного СК в
течение каждого двойного хода
электродвигатель нагружается
неравномерно. Колебания нагрузок
отрицательно влияют на прочность станка и
приводят к преждевременному выходу из
строя электродвигателя .
В редукторных
станках-качалках для уравновешивания
используются противовесы, установленные на
кривошипе и балансире. Их поставляют со
станком-качалкой. Число противовесов,
необходимых для уравновешивания,
определяют по графикам, прикладываемым к
инструкции по монтажу и эксплуатации
станка-качалки. Для установки противовесов
на требуемом расстоянии на кривошипе
имеются шкалы, нулевые отметки которых
находятся против центра вала.
При
кривошипном уравновешивании устанавливают
от одного до четырех грузов на каждом
кривошипе. Для определения числа грузов, а
также нахождения положения этих грузов
необходимо пользоваться графиками при
кривошипном и комбинированном
уравновешивании.
Уравновешивающий
момент Мур (в кН-м) в соответствии
с графиками Мур = f(R) ориентировочно
определяется по формуле где S — длина
хода устьевого штока, м; Ршт — вес
штанг в жидкости, Н; Рж — вес жидкости в
трубе, вычисленный на полную площадь
плунжера скважинного насоса,
Н.
Правильность уравновешивания
проверяется замером тока электродвигателя
на всех режимах откачки с помощью
ампер-клещей.
В процессе эксплуатации
станков-качалок возможны внеплановые
ремонты, вызванные отказами и
авариями.
Ремонты станков-качалок
подразделяются на два вида: текущий и
капитальный.
Текущий ремонт должен
обеспечивать работоспособность
станков-качалок до их капитального ремонта.
При текущем ремонте проверяют состояние
станка-качалки и при необходимости
заменяют канатные подвески, головки
балансира, серьги, шатуны, тормозной шкив и
ленты, подшипники, втулки и пальцы, оси;
крепежные и стопорные детали, смазку,
исправляют погнутости; ликвидируют трещины
и отколы; ремонтируют рамы, лестницы и
ограждения; проверяют фиксаторы головки;
регулируют СК и при необходимости его
красят. Ремонт завершается
уравновешиванием станка-качалки.
При
текущем ремонте редуктора станка-качалки
его частично разбирают; проверяют
состояние валов, вала-шестерни, шкива,
крышек подшипников и при необходимости
заменяют изношенные подшипники; регулируют
осевой зазор подшипников качения; заменяют
изношенные манжеты, уплотнительные кольца,
прокладки; исправляют шпоночные пазы валов
и зачищают зубья шестерен; заменяют
изношенные крепления и стопорные детали;
после сборки и смены смазки регулируют
легкость вращения
редуктора.
Капитальный ремонт кроме
работ, перечисленных при текущем ремонте,
предусматривает полную разборку узлов и и х
ремонт.
Капитальный ремонт
станков-качалок выполняется
специализированными ремонтно-монтажными
бригадами по узловому методу. При этом узел,
имеющий негодные детали, заменяют новым или
отремонтированным. Замененный узел
передают в ремонтную базу для
восстановления. Посадочные и
присоединительные размеры станков-качалок
существующих типов выполняются в пределах
допусков, а детали и иглы
взаимозаменяемы.
Ремонтно-механические
мастерские или базы для этой цели должны
иметь запасные узлы всех типоразмеров,
находящихся в эксплуатации.
Период
работы оборудования между любыми
очередными плановыми работами, называется
межремонтным периодом (МРП). Для
станков-качалок его продолжительность по
текущему ремонту равна 2750 ч.
5.9. Техника безопасности при
штанговой эксплуатации
скважин
Основные положения по технике
безопасности при штанговой насосной
эксплуатации скважин — ограждение
движущихся частей станка-качалок,
обслуживание электрооборудования и
выполнение требований при ремонте.
Серьезные требования предъявляются к
оборудованию устья скважины, принятому к
серийному производству, к числу которого
относятся устьевые сальники типа
СУС.
При монтаже и эксплуатации
станков-качалок основными требованиями по
технике безопасности являются
следующие.
1. С К необходимо монтировать
под руководством опытного бригадира или
мастера при помощи монтажных
приспособлений или крана.
2. Все
движущиеся части станка должны быть
ограждены.
3. При нижнем положении
головки балансира расстояние между
траверсой подвески сальникового штока и
устьевым сальником должно быть не менее 20
см.
4. Запрещается проворачивать шкив
редуктора вручную и тормозить его
подкладыванием трубы, лома и других
предметов.
5. Запрещается
снимать клиновой ремень при помощи рычагов,
устанавливать и снимать ремень необходимо
путем передвижения электродвигателя.
6.
При замене пальцев кривошипа
шатун требуется надежно крепить к стойке
станка.
7. Осмотр или замену
отдельных частей станка следует выполнять
при остановке и затормаживании СК.
8.
Перед пуском станка-качалки
необходимо убедиться в том, что тормоз
освобожден, ограждения установлены
(закреплены) и нет посторонних людей в
опасной зоне.
9. До начала
ремонтных работ на установке привод должен
быть отключен, а на пусковом устройстве
укреплен плакат: «Не включать — работают
люди». На скважинах с автоматическим и
дистанционным управлением пускового
устройства должен быть укреплен щит с
надписью: «Внимание! Пуск
автоматический».
10. Устье скважины
рекомендуется оборудовать клапаном для
предотвращения разлива нефти через сальник
при обрыве полированного
штока.
Управление электродвигателем
станка-качалки обычно проводится
упрощенной системой блокировки и защиты.
Разработан блок управления БУС-3М, с помощью
которого можно осуществлять управление в
ручном, автоматическом, дистанционном и
программном режимах работы. Он также
проводит самозапуск установки после
случайного отключения электроэнергии. Блок
управления позволяет отключать установку
при обрыве клиновых ремней и полированного
штока, при заклинивании плунжера насоса и
редуктора, а также при резком изменении
нагрузки электродвигателя. Отключение
установки регулируется по времени
срабатывания аппаратуры и отклонению
контролируемых параметров.
При
обслуживании электропривода персонал
должен работать в диэлектрических
перчатках. Скважинная насосная установка
перед пуском в эксплуатацию должна быть
заземлена. В качестве заземлителя
электрооборудования следует использовать
кондуктор скважины. При этом кондуктор
связывают с рамой станка двумя
заземляющими проводниками (сечение каждого
50 мм2), приваренными в разных точках
кондуктора и рамы, доступных для осмотра.
Для заземления, кроме каната, используют
стальной проводник различного профиля:
круглого, полосового, углового и др. Для
защиты от поражения электрическим током
при обслуживании станка-качалки применяют
изолирующие подставки.
Глава 6 эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами
»
Библиотека »
Тестовые задания для проверки знаний рабочих по профессии: «Оператор по добыче нефти и газа»
Условные обозначения:
+ правильный ответ
— неправильный ответ
Использованная литература:
1. ПГНП – Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ08-624-03
2. Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «ТН». РД 153-39.1-252-02
3. Е.И.Бухаленко. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования.
4. В.Н.Василевский. Оператор по исследованию скважин.
5. А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.
?
Земная толща сложена из горных пород: (В.Н.Василевский. Оператор по исследованию скважин. с.3)
— осадочных, магматических, морфических
— изверженных, магматических, метаморфических
+ осадочных, магматических, метаморфических
— вымываемых, магматических, морфических
?
Залежь может образоваться в породах (В.Н.Василевский. Оператор по исследованию скважин. с.3)
— магматических
— метаморфических
— осколочных
+ осадочных
?
Наличие пористости, проницаемости, ловушек, непроницаемых кровли и подошвы
обеспечивает (В.Н.Василевский. Оператор по исследованию скважин. с.3)
— скопление нефти
+ образование залежи
— прохождение жидкости через пласт по горизонтали
— прохождение жидкости через пласт по вертикали
?
Пористость — наличие (Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.18)
— нефти в пласте
— осадочных пород
+ пор, трещин в породе
— зерен различной величины
?
Пористость измеряется в (Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.18)
— М
— м2
+ м3
— долях единицы
?
Проницаемость измеряется в (Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.22)
-метрах (м)
+кв.метрах (м2)
-куб.метрах (м3)
— долях единицы
?
Порода считается непроницаемой, если имеет каналы (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.21)
— поровые
— капиллярные
— сверхкапиллярные
+ субкапиллярные
?
Проницаемость определяется по формуле(Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.22)
+ Дарси
— Дюпюи
— Гасса
-Файнберга
?
Упругость зерен породы- это способность горной породы (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.37)
+ изменять форму под воздействием внешней среды и восстанавливать прежнюю форму при
снятии ее
— изменять форму под воздействием внешней среды, не разрушаясь
— сопротивляться действию внешней нагрузки, не разрушаясь
— разрушаться под действием внешней нагрузки и восстанавливаться после ее снятия
?
Пластичность зерен породы- это способность горной породы (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.37)
— изменять форму под воздействием внешней среды и восстанавливать прежнюю форму при
снятии ее
+ изменять форму под воздействием внешней среды, не разрушаясь
— сопротивляться действию внешней нагрузки, не разрушаясь
— разрушаться под действием внешней нагрузки и восстанавливаться после ее снятия
?
Прочность зерен породы- это способность горной породы (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.37)
— изменять форму под воздействием внешней среды и восстанавливать прежнюю форму при
снятии ее
— изменять форму под воздействием внешней среды, не разрушаясь
+ сопротивляться действию внешней нагрузки, не разрушаясь
— разрушаться под действием внешней нагрузки и восстанавливаться после ее снятия
?
Давление в пласте зависит от: (Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.28)
+ плотности жидкости и высоты гидростатического уровня
— плотности и вязкости жидкости
— вязкости жидкости и высоты гидростатического уровня
— давления на забое
?
Давление насыщения- это давление, при котором (Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.28)
— жидкость полностью заполнила поры породы
+ из жидкости появляются первые пузырьки растворенного в ней газа
— жидкость растворила газы в концентрации, которую превысить невозможно
— жидкость не растворяет газы
?
До начала ремонтных работ и осмотром оборудования периодически работающей скважины (ПНГП, п.3.5.2.26)
+ контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством
— контргруз должен быть поднят в верхнее положение и заблокирован тормозным устройством
— электродвигатель должен быть заторможен
— электродвигатель должен быть заземлен
?
Расстояние между траверсой подвески полированного штока (или штанговращателем) и устьевым сальником должно быть (ПНГП, п.3.5.2.32)
+ не менее 20 см
— не более 20 см
— 20 см
— как удобнее.
?
Расстояние между траверсой подвески полированного штока (или штанговращателем) и устьевым сальником замеряется (ПНГП, п.3.5.2.32)
— при крайнем верхнем положении головки балансира
+ при крайнем нижнем положении головки балансира
— при горизонтальном положении головки балансира
— при откинутой головке балансира
?
Сечение заземляющего проводника между рамой СК и кондуктором должно быть (ПНГП, п.3.5.2.33)
+ не менее 48 мм2
— не более 48 мм2
— не менее 36 мм2
— не более 36 мм2
?
В качестве заземлителя могут применяться проводники (ПНГП, п.3.5.2.33)
+ прямоугольного, круглого, плоского, углового сечения
— прямоугольного, круглого, плоского сечения, стальные канаты
— стальные канаты
— только уголки
?
Заземляющие проводники должны быть (ПНГП, п.3.5.2.33)
+ заглублены в землю не менее чем на 0,5 м
— заглублены в землю не менее чем на 1 м
— проложены в стальной трубе
— подвешены на стойках
?
Устьевая арматура скважины при ее эксплуатации погружным электронасосом должна (ПНГП, п.3.5.2.35)
— быть симметрична
+ иметь проходное отверстие для силового кабеля с герметичным уплотнением
— иметь отводы для стравливания газа из затрубного пространства
— иметь сальниковое устройство
?
В случае обнаружения загазованности воздуха рабочей зоны необходимо (ПНГП, п.5.3.4.12)
+ незамедлительно предупредить персонал о возможной опасности, оградить загазованный участок и принять меры по устранению источника загазованности
— незамедлительно предупредить руководство, оградить загазованный участок и принять меры по устранению источника загазованности
— незамедлительно предупредить руководство и диспетчерскую службу, оградить загазованный участок
— оградить загазованный участок, незамедлительно предупредить руководство и диспетчерскую службу и принять меры по устранению источника загазованности
?
Запрещается эксплуатация аппаратов, емкостей, оборудования при (ПНГП, п.5.3.4.16)
+ неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, КИП и А
+ отсутствии разрешения на эксплуатацию
+ отсутствии или неисправности КИП и А
+ неисправных предохранительных клапанах, КИП и А
?
Дренирование воды из аппаратов и емкостей должно производиться (ПНГП, п.5.3.4.17)
+ автоматически в закрытую систему
— специальным насосом
— с пульта диспетчера
— по указанию руководителя объекта
?
Запрещается эксплуатация насосов при (ПНГП, п.5.3.4.19)
+ отсутствии или неисправности средств автоматизации, контроля и системы блокировок
— обратного клапана и манометра
— разрешения руководителя объекта
— разрешения Ростехнадзора
?
На трубопроводах в нефтяных насосных станциях (ПНГП, п.5.3.4.21)
+ должны быть стрелки, указывающие направление движения жидкости
— не должны устанавливаться какие-либо устройства
— должны устанавливаться обратные и предохранительные клапаны
— должны устраиваться аварийные отводы в емкость
?
Оборудование дожимных насосных станций должно оснащаться (ПНГП, п.5.3.4.23)
+ приборами контроля, регулирующими и контролирующими устройствами
— обратными клапанами
— предохранительными клапанами
— отключающими и регулирующими устройствами
?
При работающем насосе не допускается (ПНГП,п.5.3.4.85)
+ смазка, устранение течи в сальниковых и торцевых уплотнениях, ремонт насоса
+ устранение течи в сальниковых и торцевых уплотнениях, ремонт насоса
+ торможение насоса руками, приспособлениями
+ закрывать запорную арматуру
?
Металлические трубы нефтепроводов должны соединяться (ПНГП, п.5.3.4.179)
+ сваркой
— фланцами
— резьбовыми соединениями
— муфтами
?
Резервуары для нефтепродуктов должны оснащаться (ПНГП, п.5.3.4.225)
+ дыхательными и предохранительными клапанами, уровнемерами, приемораздаточными патрубками, люками
— обвалованием
— дыхательными и предохранительными клапанами, уровнемерами, патрубками, люками, обвалованием
— дыхательными и предохранительными клапанами
?
Обвалование резервуаров рассчитано на (ПНГП, п.5.3.4.229)
+ гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара
— прочность при проезде на гребне транспорта грузоподъемностью 5 тн
— количество жидкости, образующейся от таяния снегов или после дождей
— аварийный разлив жидкости из резервуара
?
Объем обвалования должен быть (ПНГП, п.5.3.4.229)
+ больше объема наибольшего резервуара в группе
— равно объему жидкости всех резервуаров в группе
— больше гидростатического давления разлившейся жидкости из резервуара
— рассчитано на небольшие утечки из резервуара
?
Внутри обвалования размещение задвижек (ПНГП ,п.5.3.4.229)
+ не допускается кроме запорных и коренных
— не допускается
— разрешается
— необходимы для непосредственного управления при работе резервуара
?
Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуаров не должна превышать (ПНГП, п.5.3.4.238)
+ пропускной способности дыхательных клапанов
— 0,25 м/с
— 1,1 м3/час
— пропускной способности приемно-выкидных патрубков
?
Наиболее напряженные условия работы скважинных насосов создаются при (РД 153-39.1-252-02, с.10)
+ 40-80% обводненности
— 0-40% обводненности
— 50-70% обводненности
— 80-100% обводненности
?
К высоковязкой нефти относятся жидкости с вязкостью (РД 153-39.1-252-02, с.11)
+ более 30 мПа*с
— менее 30 мПа*с
— более 10 мПа*с
— 20 мПа*с
?
К малодебитным относятся скважины с дебитом (РД 153-39.1-252-02, с.13)
+ до 5 м3/сут
— до 3 м3/сут
— 5-35 м3/сут
— более 35 м3/сут
?
К среднедебитным относятся скважины с дебитом (РД 153-39.1-252-02, с.13)
— до 5 м3/сут
— до 3 м3/сут
+ 5-35 м3/сут
— более 35 м3/сут
?
К высокодебитным относятся скважины с дебитом (РД 153-39.1-252-02, с.13)
— до 5 м3/сут
— до 3 м3/сут
— 5-35 м3/сут
+ более 35 м3/сут
?
К малосернистой относится нефть с содержанием серы (РД 153-39.1-252-02, с.13)
+ менее 0,5%
— 0,5-2,0%
— более 2,0%
— более 6%
?
К сернистой относится нефть с содержанием серы (РД 153-39.1-252-02, с.13)
— менее 0,5%
+ 0,5-2,0%
— более 2,0%
— более 6%
?
К высокосернистой относится нефть с содержанием серы (РД 153-39.1-252-02, с.13)
— менее 0,5%
— 0,5-2,0%
+ более 2,0%
— более 6%
?
К парафинистой относится нефть с содержанием парафина (РД 153-39.1-252-02, с.14)
— менее 1,5%
+ 1,5-6,0%
— более 6%
— более 12,0%
?
К низкопарафинистой относится нефть с содержанием парафина (РД 153-39.1-252-02, с.14)
+ менее 1,5%
— 1,5-6,0%
— более 6%
— более 12,0%
?
К высокопарафинистой относится нефть с содержанием парафина (РД 153-39.1-252-02, с.14)
— менее 1,5%
— 1,5-6,0%
+ более 6%
— более 12,0%
?
ГЗУ «Дельта» предназначена для измерения количества жидкости (РД 153-39.1-252-02, с.124)
+ массовым методом
— объемным методом
— электрическим методом
— механическим методом
?
Расположение оборудования УЭЦН (снизу вверх) (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин,, с.359)
+ компенсатор, электродвигатель, протектор, насос, НКТ
— протектор, компенсатор, электродвигатель, насос, НКТ
— электродвигатель, протектор, насос, компенсатор, НКТ
?
В марке УЭЦНМ5-130-1200 цифра 5 означает (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.360)
+ группа насоса
— модульный насос
— подача
— напор
?
В марке УЭЦНМ5-130-1200 цифра 130 означает (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.360)
— группа насоса
— модульный насос
+ подача
— напор
?
В марке УЭЦНМ5-130-1200 цифра 1200 означает (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.360)
— группа насоса
— модульный насос
— подача
+ напор
?
В марке УЭЦНМ5-130-1200 буква М означает (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.360)
— группа насоса
+ модульный насос
— подача
— напор
?
Основное оборудование станка-качалки (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.311)
+ рама, электродвигатель, ременная передача, редуктор, кривошипы, шатуны, траверса, пирамида, балансир, головка балансира, канатная подвеска
— электродвигатель, ременная передача, редуктор, кривошипы, шатуны, траверса, балансир, канатная подвеска, подвеска устьевого штока
— рама, электродвигатель, ременная передача, редуктор, кривошипы, шатуны, траверса, пирамида, балансир, канатная подвеска
— рама, электродвигатель, ременная передача, кривошипы, шатуны, траверса, пирамида, балансир, головка балансира
?
В марке СК5-3,0-2500 цифра 5 означает (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.322)
+ максимальную грузоподъемность
— максимальную длину хода
— максимальный крутящий момент
— максимальное число качаний
?
В марке СК5-3,0-2500 цифра 3 означает (А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.322)
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
114
ГЛАВА 5 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
1. ОБЩАЯ СХЕМА ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ, ЕЕ ЭЛЕМЕНТЫ И НАЗНАЧЕНИЕ
Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 9.1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.
Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).
В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.
Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спускоподъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при
подземном ремонте.
Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.
Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойкепирамиде.
Все элементы станка-качалки — пирамида, редуктор, электродвигатель — крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
115
и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг.
Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.
Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).
Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.
Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 — 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 — 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 — 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.
2. ПОДАЧА ШТАНГОВОГО СКВАЖИННОГО НАСОСА И КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ
При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости
q1 Sп F f ,
где F — площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f — площадь сечения штанг. При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется
дополнительный объем жидкости, равный q2 Sп f.
За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:
q q1 q2 Sп F f Sп f F Sп.
Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах
Q F Sп n 60 24 1440 F Sп n. |
(10.1) |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
116
Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станкакачалки.
Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН
Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. .Таким образом, коэффициент подачи
Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.
Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.
На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.
Кпостоянным факторам можно отнести:
влияние свободного газа в откачиваемой смеси;
уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;
уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.
Кпеременным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:
утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса
иналичия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;
утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;
утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.
Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во
времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
117
уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах.
Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:
где η1 — коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2—коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 — коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 — коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.
Рассмотрим эти коэффициенты более подробно, а также методы их расчета. 3. ФАКТОРЫ, СНИЖАЮЩИЕ ПОДАЧУ ШСН
Влияние газа
Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vcм, состоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг:
‘ |
Vж |
Vж |
1 |
1 |
, |
(10.5) |
||||
1 |
Vсм |
Vж Vг |
1 Vг Vж |
1 R |
||||||
где R—газовый фактор при температуре Тпр, и давлении Рпр на приеме насоса. Формула (10.5) не учитывает наличия в ШСН вредного пространства и его
влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. Поэтому формула (10.5) дает завышенный η1’.
Вредным пространством ШСН называют объем, заключенный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и, в частности, в той, которая находится во вредном пространстве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.
А. С. Вирновский предложил для коэффициента наполнения другую формулу, учитывающую вредное пространство насоса.
Она имеет вид
Выведем формулу (10.6). Обозначим Vs — объем, описанный плунжером за ход вверх; Vвр — объем вредного пространства; k=Vвр /Vs — доля вредного пространства от Vs, V=Vs+Vвр=
Vж+Vг — общий объем под плунжером при его крайнем верхнем положении. Но Vг = RVж Следовательно,
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
118
Vs Vвр Vж R Vж ,
откуда
V |
Vs Vвр |
. |
(10.7) |
ж |
1 R |
||
Объем жидкости, поступившей в насос за очередной ход плунжера вверх, будет меньше первоначального объема Vж на величину объема жидкости во вредном пространстве Vвр.
Следовательно,
V‘ |
V V |
Vs Vвр |
V . |
|||||||
ж |
ж вр |
1 R |
вр |
|||||||
Тогда коэффициент наполнения, очевидно, будет равен |
||||||||||
‘ |
V V |
|||||||||
« |
Vж |
s |
||||||||
1 |
Vs |
Vs (1 |
||||||||
Вводя обозначения k = Vвр/Vs и делая алгебраические преобразования, получим |
||||||||||
« |
k 1 |
k 1 k R , |
(10.8) |
|||||||
1 |
1 R |
1 R |
||||||||
Формула (10.8) дает заниженные значения коэффициента наполнения, так как исходит из предположения мгновенного выделения и растворения газа во вредном пространстве.
Известно несколько формул для определения коэффициента наполнения насоса. Однако почти все они дают значения η1, лежащие в пределах η1’ и η1” Поэтому наиболее достоверно определение коэффициента наполнения как среднего между его максимальным и минимальным значениями, определяемыми формулами (10.5) и (10.8), соответственно:
1‘ |
1« |
1 |
1 |
1 k R |
2 k R |
, |
||||||||
1 |
||||||||||||||
2 |
2 |
R |
1 R |
2 |
(1 |
R ) |
||||||||
1 |
Величина R может быть определена через газовый фактор на поверхности Го, измеренный при стандартных условиях, т. е. при температуре То и атмосферном давлении Ро после полной дегазации нефти. Если от Го вычесть объем газа, растворенного в нефти при условиях приема насоса Vрг, и полученную разность привести к термодинамическим условиям приема, используя законы состояния газа, то получим
R |
Г0 Vрг Р0zпрТпр |
, |
(10.10) |
РпрТ0 |
где zпр — коэффициент, учитывающий отклонения углеводородного газа от идеального для условий приема насоса.
Величина Vрг может быть найдена по результатам разгазирования нефти, получаемым при лабораторном анализе проб нефти на установках РVT. Если таких данных нет, то приближенно Vрг может быть определен через коэффициент растворимости газа α и давление на приеме насоса Рпр, взятое в избыточных единицах,
Обычно Го относят либо к 1 т нефти, либо к 1 м3 нефти. В данном случае используется последнее.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
119
Для расчетов по формулам (10.5) и (10.9) необходимо знать величину R, отнесенную к 1 м3 жидкости, если в продукции скважины имеется вода.
Как известно, растворимость газов в воде пренебрежимо мала по сравнению с растворимостью их в нефти. Обозначая через n содержание воды в откачиваемой смеси в долях единицы, можем составить такие соотношения:
Vв Vж n; |
Vн Vж 1 n ; |
|||||||
Vг |
Vг |
Vг |
||||||
Rж |
Vн |
, |
(10.12) |
|||||
V |
V V |
Vв |
1 |
|||||
ж |
в |
н |
V |
|||||
н
Подставляя в (10.12) значения Vв и Vн и обозначая R = Vг/Vн, получим
R ж |
R |
R 1 n , |
(10.13) |
|||
n |
1 |
|||||
1 n |
где Rж, R—газовый фактор на приеме насоса, отнесенный к 1 м3 жидкости и нефти соответственно.
Следует учесть, что не весь свободный газ, поднимающийся по обсадной колонне, вместе с жидкостью попадает в насос. Часть газовых пузырьков, двигающихся, главным образом, вдоль стенки обсадной колонны, проскальзывает в межтрубное пространство скважины, обусловливая частичную сепарацию газа на приеме насоса. Отношение объема газа, проходящего через межтрубное пространство Vз, ко всему объему свободного газа, поступающего по обсадной колонне Vк, называется коэффициентом сепарации газа у приема насоса:
m Vз / Vк .
На работающих насосных скважинах Vз может быть определен измерением расхода газа, выходящего из межтрубного пространства, так что полный расход газа равен
Vк Vз Vн .
где Vн—расход газа, поступающего нз насосных труб. Таким образом, m Vз / Vз Vн .
Разделив числитель и знаменатель на дебит скважины по нефти qн, получим в числителе затрубный газовый фактор Гз, а в знаменателе сумму затрубного Гз и трубного газового фактора Гт или
m Гз / Гз Гт Гз Г0 . |
(10. 14) |
где Го—полный газовый фактор, отнесенный к 1 м3 товарной нефти при стандартных условиях.
В условиях приема насоса при давлении Рпр и температуре Тпр, которые всегда выше стандартных, нефть имеет увеличенный объем за счет некоторого количества растворенного газа и повышенной температуры. Это, как известно, учитывается объемным коэффициентом нефти для условий приема b > 1.
С учетом сепарации газа на приеме насоса и увеличения объема нефти формула (10.13) перепишется следующим образом:
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
(1 n) (1 m) |
120 |
||||
R ж R |
. |
(10.15) |
|||
b |
|||||
Подставляя в (10.15) значение R из (10.10), получим |
|||||
Rж |
Г0 |
Рпр Р0 Р0zпрТпр |
(1 n) (1 m). |
(10.16) |
|
b РпрТ0 |
|||||
Это окончательная расчетная формула для определения газового фактора на приеме насоса Rж, по которому можно вычислить коэффициент наполнения насоса.
При проектировании ШСНУ величину m необходимо предварительно рассчитать. Однако ее определение затруднительно, так как она зависит от соотношения площади сечения межтрубного пространства и приемного патрубка ШСН, дебита и вязкости жидкости, дисперсности свободного газа в условиях приема, скорости всплытия газовых пузырьков, конструкции и геометрии всасывающего устройства.
Имеется ряд формул для определения m. В частности, Н. Н. Репиным с соавторами для определения коэффициента сепарации предложена следующая формула:
fз |
||||||||
m |
F |
|||||||
q |
, |
(10.17) |
||||||
1 |
||||||||
F C |
см |
|||||||
где fз — площадь сечения межтрубного пространства; F — площадь сечения обсадной колонны; q — расход жидкости; С — скорость всплывання газовых пузырьков (рекомендуется С=0,08—0,25 м/с, для вязких жидкостей — меньшая величина, для маловязких — большая); ρсм/ρ — относительная плотность газожидкостной смеси на приеме насоса.
При q=0 m= fз/F, тогда как в этом случае в действительности весь свободный газ должен уходить в межтрубное пространство и m обращается в единицу.
Однако формула (10.17) более обоснована, так как учитывает дебит, скорость всплытия газовых пузырьков и геометрию приема. По нашим оценкам и сопоставлениям с опытными данными формула (10.17) дает завышенные значения для m.
Исходя из геометрии течения газожидкостного потока у приема насоса, можно предположить, что при всасывании линии тока располагаются в виде конуса, наружный диаметр dк которого меньше внутреннего диаметра обсадной колонны D на 1/4 величины кольцевого зазора и равен
dк D |
1 |
D d |
|
4 |
2 |
, |
|
где d — наружный диаметр приемного патрубка насоса.
Таким образом, сепарируемый газ уходит в межтрубное пространство по кольцевому зазору площадью f вдоль стенок колонны, и общий расход газа на приеме насоса распределяется пропорционально этим площадям, так что
m1 fз / F,
где F — площадь сечения обсадной колонны.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
121 |
||||||||||||||||||||||||
Выражая площади через диаметры, найдем |
||||||||||||||||||||||||
D |
2 |
1 |
D |
d |
2 |
|||||||||||||||||||
D |
4 |
2 |
15 |
14 |
d |
1 |
d |
2 |
||||||||||||||||
m1 |
2 |
|||||||||||||||||||||||
D2 |
64 |
64 |
64 |
|||||||||||||||||||||
D |
D |
|||||||||||||||||||||||
или |
d 2 |
|||||||||||||||||||||||
d |
(10.18) |
|||||||||||||||||||||||
m1 0,2344 0,2187 |
0,0156 |
|||||||||||||||||||||||
D |
D |
Это значение m1 справедливо в случае непрерывного поступления газожидкостной смеси к приему насоса.
В ШСН всасывание происходит только во время хода плунжера вверх. Во время хода плунжера вниз газ полностью сепарируется в межтрубное пространство, поэтому среднее значение m за полный цикл приближенно можно оценить как удвоенное значение m, или
d |
d |
2 |
||||||||
m 2 m1 |
0,4687 |
0,4374 |
0,0312 |
(10.19) |
||||||
D |
D |
Формула (10.19) дает результаты, удовлетворительно совпадающие с опытными данными, но является приближенной. Она не учитывает вязкость жидкости, дебит скважины и ряд других факторов. Однако ее использование целесообразно, так как это позволяет уточнить величину Rж, а следовательно, коэффициент наполнения глубинного насоса.
Влияние потери хода плунжера
Поскольку теоретическая подача насоса определяется длиной хода точки подвеса штанг S, то всякое уменьшение действительного хода плунжера по сравнению с S непосредственно влияет на фактическую подачу насоса. Таким образом,
2 |
Sп |
S |
, |
(10.20) |
|||
S |
S |
||||||
где Sп—действительный ход плунжера относительно цилиндра насоса; λ — потеря хода плунжера за счет упругих деформации штанг и труб.
Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются от действия силы, равной произведению площади сечения плунжера на разность давлений над и под плунжером, так как нагнетательный клапан при ходе вверх закрыт. Одновременно насосные трубы сжимаются, так как действовавшая на них при ходе вниз та же сила теперь (при ходе вверх) с труб снимается и воспринимается штангами. Величина этих деформаций может быть определена по формуле Гука.
Кроме этого, в штангах, которые двигаются приблизительно по синусоидальному закону, возникают инерционные силы. Эти силы в верхней мертвой точке (м. в. т.) направлены вверх в сторону, противоположную направлению силы тяжести, и поэтому уменьшают силу тяжести штанг. В нижней мертвой точке (н. м. т.) инерционные силы направлены вниз и увеличивают силу тяжести штанг. Это приводит к дополнительному сжатию (в в. м. т.) и удлинению (в н. м. т.) штанг, и в результате чего полезный ход плунжера в цилиндре несколько увеличивается. Это и
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
122
учитывается коэффициентом выигрыша хода К. С учетом поправки коэффициент потери хода цч запишется следующим образом:
Методы определения К и λ будут изложены ниже.
Влияние утечек
Рассмотрим утечки через зазор между плунжером и цилиндром насоса. Утечки в клапанах возникают, как правило, в изношенном насосе и отсутствуют в нормально работающем. Они приводят к перетеканию жидкости под плунжер, при его ходе вверх. Поэтому количество жидкости, поступающей через всасывающий клапан насоса, будет меньше, так как часть цилиндра уже заполнена жидкостью за счет утечки.
Утечки учитываются коэффициентом ηз. Подставляя в формулу (10.3) значение коэффициента подачи η согласно (10.4) и решая равенство относительно ηз, получим
3 |
Qф |
. |
(10.22) |
|||||
Q |
т |
2 |
4 |
|||||
1 |
Если утечки q = 0, то ηз = 1 и фактическая подача равнялась бы Q=Qт η1 η2 η4. Поскольку q>0, ηз < 1, то Qф=Q — q. Следовательно,
3 |
Qт 1 2 4 q |
1 |
q |
. |
(10.23) |
|||
Qт 1 |
2 |
4 |
Qт 1 |
2 |
||||
4 |
где q — объем жидкости, протекающей через зазор между плунжером и цилиндром и другие неплотности, м3/сут.
Утечки происходят под воздействием перепада давлений над и под плунжером. Поскольку этот перепад существует только при ходе плунжера вверх, то утечки происходят в течение половины времени работы насоса.
Для определения q предложено много методов и формул, в ряде случаев чрезвычайно сложных и не всегда оправданных из-за неточности некоторых нужных для расчета данных. Зазор между плунжером и цилиндром можно рассматривать как прямоугольную щель длиной s = πD, где D — диаметр плунжера; шириной δ, равной половине разности диаметров цилиндра и плунжера, и протяженностью l, равной длине плунжера.
По закону Пуазейля при ламинарном течении вязкой ньютоновской жидкости ее расход через такую щель равен
где μ—вязкость жидкости, ΔΠ перепад давления. В случае ШСН
Р Рн Рпр ,
где Рн — давление нагнетания (давление над плунжером при ходе вверх); Рпр — давление всасывания или (пренебрегая потерями давления во всасывающем клапане) давление на приеме насоса.
Умножая (10.24) на 86400 (число секунд в сутках) и подставляя значение s = πD, получим
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
3 |
3 |
3 |
123 |
|||||||||||
86400 |
Р |
D |
Р |
D |
м |
(10.25) |
||||||||
q |
22620 |
. |
||||||||||||
12 |
l |
l |
||||||||||||
сут |
Учитывая, что утечки в плунжерной паре происходят в течение половины времени работы насоса, необходимо результат, полученный при расчете по формуле (10.25), уменьшить вдвое.
Таким образом, получим
Р |
3 |
D |
м |
3 |
(10.26) |
|||
q 11310 |
. |
|||||||
l |
||||||||
сут |
При малых подачах насоса утечки могут составлять существенную долю от фактической подачи. Именно по этой причине длина плунжера делается достаточно большой — 1 м и больше.
Формула (10.26) не учитывает движение плунжера, которое вносит некоторые изменения в характер течения жидкости через зазор. Однако она определяет утечки с достаточной для практики точностью.
Влияние усадки жидкости
Через ШСН проходит некоторый объем нефти и воды при давлении и температуре на приеме насоса. Когда продукция попадает в товарный парк, она дегазируется и охлаждается. Это учитывается объемными коэффициентами для нефти bн и для воды bв.
Объемные коэффициенты — величины непостоянные, они изменяются от изменения температуры, давления и количества растворенного газа.
В промысловых лабораториях или отраслевых институтах величины bв и bн определяются экспериментально и результаты представляются в виде таблиц или графиков.
Коэффициент т]4, характеризующий потерю подачи ШСН в результате изменения объема продукции при переходе от условий приема к стандартным условиям, можно определить так:
4 |
Qн Qв |
, |
(10.27) |
|
Qн bн Qв bв |
||||
где Qн и Qв — дебиты нефти и воды при стандартных условиях в объемных единицах. По определению объемная обводненность продукции
n |
Qв |
, |
|||
Qн Qв |
|||||
откуда |
n |
||||
Qв |
Qн |
, |
(10.28) |
||
1 n |
|||||
Подставляя (10.28) в (10.27) и производя нужные сокращения, получим
4 |
1 |
, |
(10.29) |
||
bн 1 |
n bв n |
Как видно из (10.28), при n=0 (воды нет) η4=1/bн, а при n=1 (чистая вода) η4=1/bв. Обычно для Рпр=1,5—3,0 МПа и tр=30—40°С bн =1,1— 1,15 и bв==1,005—1,025. Принимая вполне реальные значения n=0,3 (30%), bн =1,15 и bв =1,02, получим по (10.29) =0,9.
Таким образом, только за счет усадки нефти и воды подача ШСН уменьшится на 10 %.
Оборудование и эксплуатация установок штанговых глубинных насосов в ‘ЧекмагушНефть’
ВВЕДЕНИЕ
На заре развития нефтяной промышленности
технология разработки месторождений основывалась на максимальном использовании
естественной пластовой энергии. Нефть при истощении этой энергии и прекращении
фонтанирования добывалась из неглубоких скважин или колодцев с применением
различных устройств типа тартальных желонок, свабов по принципу подъема воды из
колодцев с использованием ворота и бадьи или в виде фонтанных притоков.
В дальнейшем, с развитием техники бурения,
глубины скважин постоянно возрастали, что вызывало проблемы подъема нефти на
поверхность. Техническим прорывом в решении этой проблемы стало внедрение в США
в 1923 г. способа механизированной добычи нефти с применением глубинного насоса
(поршневого, плунжерного), приводимого в движение через колонну штанг, которая
соединена с установленным на поверхности силовым приводом — станком-качалкой.
Идея была настолько хороша, что уже 75 лет
штанговая насосная эксплуатация по объему добычи нефти и широте применения
занимает первое место в мире. Так, в США этим способом эксплуатируется 85%
всего фонда скважин (более 470 тыс.), в России — около 53% (около 76 тыс.), в
том числе в ОАО «ЛУКОЙЛ» — 61% (около 15 тыс.). Отсюда — важность
решения вопросов повышения надежности и эффективности применения установок
штанговых глубинных насосов (УШГН). Развитие глубинно-насосной добычи шло по
пути постоянного улучшения прочностных характеристик насосных штанг и
насосно-компрессорных труб (НКТ), повышения точности и износостойкости
поверхностей плунжера и цилиндра насосов, модернизации его клапанных узлов,
увеличения грузоподъемности и мощности поверхностного привода (станка-качалки),
совершенствования кинематики. Интенсивно велись работы по созданию и оснащению
УШГН специальными комплектующими изделиями, обеспечивающими надежную
эксплуатацию насоса при высоком содержании газа, примесях песка в добываемой
продукции, отложениях парафина и наличии коррозионно-активных компонентов.
Основные параметры, характеризующие ШСНУ,
следующие: подача, определяемая количеством пластовой жидкости, поднимаемой в
единицу времени (м3/сут.). Так как пластовая жидкость состоит из
смеси нефти, воды, газа, песка, солей и ряда других примесей, то в
характеристике ШСНУ обычно указывают подачу всей жидкости и нефти: развиваемое
давление, определяемое глубиной подвески скважинного насоса с учетом подпора на
его приеме; к.п.д. ШСНУ, надежность установки характеризуется долговечностью,
ремонтоспособностью и безотказностью масса установки.
Область применения ШСНУ, как правило, в
большинстве случаев соответствует подаче до 30, реже 50 м3/сут. При
глубинах подвески 1000-1500м. В отдельных случаях ШСНУ могут использовать при
подвесках скважинного насоса до 1700м. или же в не глубоких скважинах с дебитом
до 6 м3/сут.
Широкое распространение ШСНУ обусловлено, прежде
всего, применением скважинного насоса объемного типа что обеспечивает:
возможность отбора пластовой жидкости при
приемлемых энергетических затратах;
простоту обслуживания и ремонта в промысловых
условиях;
малое влияние на работу установки физико-химических
свойств жидкости.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
.1 Общие сведения о
месторождении
Геолого-промысловая характеристика объектов
разработки Таймурзинского нефтяного месторождения
Одним из крупных месторождений, разрабатываемых
НГДУ «Чекмагушнефть» является Таймурзинское нефтяное месторождение. Именно на
данном месторождении прошло успешное опытно-промышленное внедрение технологии
биокомплексного воздействия. Далее приведена геолого-промысловая характеристика
Таймурзинского месторождения.
В строении месторождения принимают участие
додевонские, девонские каменноугольные и пермские отложения
В районе месторождения выявлено несколько,
поднятий. Наи6олее крупным по размерам и амплитуде является Таймурзинское
поднятие, к которому приурочены основные залежи нефти отложений нижнего
карбона. Поднятие занимает центральное положение на территории месторождения.
Оно имеет рифогенное, происхождение, что объясняет его резкую выраженность и
большую амплитуду на структурных планах нижнего карбона. Поднятие ассиметричной
формы с более поднятым северо-западным крылом, с большим количеством куполов и
впадин в сводовой части. Размер поднятия 12х5 км.
Таймурзинское месторождение — многопластовое, на
месторождении имеется 6 продуктивных горизонтов, в которых 9 пластов. Основными
продуктивными отложениями являются пласты песчаника СVI-1 и СVI-2 бобриковского
горизонта и карбонатные пласты Скз-1 и Скз-2. Промышленно нефтеносны
карбонатный пласт Вз верейского горизонта, песчаники пласта СV1-0 тульского
горизонта, песчаные пласты Дкн1 и Дкн2 кыновского и Д1 пашийского горизонтов.
Средняя глубина залегания отложений верейского горизонта 920 м, тульского 1310
м, бобриковского 1340 м, кизеловского 1370 м, кыновского 1860 м, пашийского
1890 м.
.2 Характеристика нефтяных
пластов
Продуктивная пачка Скш1, залегающая в верхней
части каширского горизонта, представлена тремя-пятью прослоями проницаемых
известняков с максимальной суммарной толщиной 6,8 м (средняя толщина — 5,1 м).
Доля проницаемых прослоев в пачке составляет 0,47.
К пачке в пределах Маньязинской структуры
приурочена одна залежь нефти структурно-литологического типа. Размеры ее —
3,5х2,7 км, высота — 21 м.
В нижней части верейского горизонта выделяется
пласт Св3, сложенный карбонатными отложениями. Коллекторы, представленные
одним-двумя прослоями пористых известняков, имеют ограниченное распространение
и развиты в северо-западной части месторождения (Таймурзинская площадь). Залежь
нефти пластово-сводового типа, размеры ее — 0,9х0,5 км, высота — 6 м.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по залежи — 1,6 м; при этом толщина в
нефтяной зоне составляет 2,6 м, в водонефтяной — 1,3 м. Доля проницаемых
прослоев в известняках верейского горизонта — 0,68.
Терригенная толща нижнего карбона
характеризуется сложным строением и представлена переслаиванием пластов и линз
песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев. Суммарная
толщина терригенной толщи составляет в среднем 15 м. В отдельных скважинах
месторождения (№№ 1220, 1752, 1753) наблюдается увеличение толщины в сводовых
частях структуры до 60-70 м. В целом по терригенной толще распределение толщин
песчаников очень неравномерное. Залежи нефти относятся к типу структурных,
пластовых, сводовых.
В разрезе терригенной толщи нижнего карбона
выделяется четыре продуктивных пласта: CVI.0, CVI.1, CVI.2 и CVI.3.
Пласт CVI.0, залегающий в нижней части разреза
тульского горизонта, представлен одним-двумя прослоями песчаников; коэффициент
расчлененности — 1,3; коэффициент песчанистости — 0,84.
Песчаники пласта имеют ограниченное
распространение по площади месторождения и залегают в центральной части
Таймурзинского поднятия в виде небольшой нефтеносной линзы и в центральной
части Командорского поднятия в районе скв. №180 Асн.
В пласте CVI.0 выявлены две залежи нефти: одна
залежь литологического типа размерами 1,8х0,4 км, другая вскрыта одной
скважиной в пределах Асяновской площади.
В разрезе бобриковского горизонта выделяются три
песчаных пласта CVI.1, CVI.2 и CVI.3, два из которых — CVI.1 и CVI.2 —
нефтенасыщены на Асяновской и Таймурзинской площадях и один — CVI.3 — только на
Асяновской площади.
Песчаники пласта CVI.1 развиты не повсеместно.
Они имеют линзовидное и полосообразное распространение по площади
месторождения.
Пласт CVI.2, залегающий ниже по разрезу,
отделяется от пласта CVI.1 прослоем аргиллитов толщиной 1-7 м. Песчаники пласта
CVI.2 характеризуются большей выдержанностью по площади (коэффициент
распространения — 0,9) и значительно большей толщиной — до 20,5 м; в среднем
эффективная толщина составляет 5,5 м. Для пластов CVI.1 и особенно CVI.2
характерно чередование зон пониженных и повышенных толщин.
На Таймурзинской структуре в нескольких
скважинах наблюдается слияние пластов CVI.1 и CVI.2, в связи с чем по залежам
Таймурзинской структуры пласты рассматриваются как единая гидродинамическая
система с единым ВНК.
Песчаники пласта CVI.3 залегают в нижней части
горизонта, от верхнего пласта CVI.2 отделены прослоем аргиллитов, представлены
нефтенасыщенным коллектором только на Асяновской площади. Максимальная
эффективная толщина по скважинам залежи достигает 8,4 м, средняя — 4,5 м.
В пласте CVI.1 выявлено 17 залежей, в пласте
CVI.2 — три, в пласте CVI.3 — одна. Размеры залежей изменяются в пределах от
0,2х0,3 км до 9,5х4,0 км; высота залежей — от 5,0 м до 63,4 м.
Залежи нефти пласта CVI.1 литологического и
пластово-сводового, литологически экранированного типа, пластов CVI.2 и CVI.3 —
пластово-сводового типа.
Нефтеносность известняков турнейского яруса
связана с пористыми прослоями органогенно-обломочных, кавернозных известняков,
приуроченных к сводовым частям локальных структур.
В известняках кизеловского горизонта выделяются
два пласта — СТкз1 и СТкз2, представленных пористыми известняками. Число
пористых прослоев, составляющих пласт СТкз1, достигает девяти (коэффициент расчлененности
— 4,3). Пласт СТкз2 состоит из меньшего числа прослоев (коэффициент
расчлененности — 3,3).
В известняках пластов СТкз1 и СТкз2 выявлено по
две залежи пластового типа. Размеры залежей в пластах СТкз1 и СТкз2 находятся в
пределах от 1,0х0,4 км до 9,4х3,1 км, высота залежей — от 8,0 м до 42,5 м.
В отложениях терригенной толщи девона
промышленно нефтеносными являются пласты Дкн1 и Дкн2 кыновского и пласт Д1
пашийского горизонтов.
В песчаной фации пласты кыновского горизонта
имеют ограниченное развитие. Пласт Дкн1 залегает одним прослоем песчаника
толщиной до четырех метров. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 1,6 м
при среднем значении — 1,3 м. Залежь нефти, выявленная в пласте, размерами
1,4х1,5 м литологически и тектонически экранированная.
Песчаники пласта Дкн2 представлены небольшими
линзами, состоящими из одного-двух прослоев. В пласте выявлено восемь нефтяных
залежей литологического типа. Размеры их изменяются в пределах от 0,6х1,1 км до
4,8х4,0 км, высота — от 1,6 м до 10,8 м.
В пласте Д1 пашийского горизонта выявлены две
нефтяные залежи структурно-литологического типа размерами 0,5х1,0 км, высота —
1,8 м.
Коллекторские свойства продуктивных пластов
изучались по результатам лабораторных исследований керна, данным ГИС и
гидродинамических исследований скважин.
Керн отбирался и исследовался по всем пластам,
кроме одного пласта Св3, в недостаточных объемах — по пластам СТкз2, Дкн1 и
Дкн2.
Геофизические исследования проведены по всем
пластам. Гидродинамические исследования скважин отсутствуют по четырем пластам:
Дкш1, СТкз2, Дкн1 и Д1.
На линейных моделях продуктивных карбонатов
турнейского яруса, каширского, песчаников тульского, кыновского и пашийского
горизонтов проведены экспериментальные исследования по определению
коэффициентов вытеснения нефти минерализованной водой.
Таблица 1 — характеристика параметров
продуктивных горизонтов, толщины пластов
Метод |
Проницаемость, |
Пористость, |
Насыщенность |
Начальная |
Общая |
||
Нефтенасыщенность |
Газонасыщенность |
||||||
Терригенная |
|||||||
Лабораторные |
0,860 |
22 |
15,9 |
||||
Геофизические |
22,5 |
0,147 |
0,853 |
||||
Гидродинамические |
0,465 |
||||||
Принятые |
0,465 |
22,1 |
0,147 |
0,853 |
15,9 |
6,1 |
|
Турнейский |
|||||||
Лабораторные |
0,030 |
11 |
0,700 |
13,9 |
|||
Геофизические |
9,7 |
0,820 |
|||||
Принятые |
0,050 |
11 |
0,306 |
0,700 |
13,9 |
5,4 |
|
Терригенная |
|||||||
Принятые |
0,192 |
16 |
0,386 |
0,840 |
10,6 |
1,5 |
|
.3 Характеристика нефтяных
флюидов
Физико-химические свойства нефтей изучены по
результатам лабораторных исследований глубинных и пластовых проб.
Поверхностные пробы нефти исследованы по всем,
глубинные — по основным продуктивным пластам.
Нефти тяжелые, высоковязкие, парафинистые,
высокосернистые. В нефтях бобриковско-радаевского и кизеловского возрастов
содержится сероводород — 0,04% и 0,02% соответственно.
Плотность пластовой нефти колеблется от 874 до
894 кг/м3. В среднем составляя 898 кг/м3. Вязкость нефти
в пластовых условиях изменяется от 16,5 до 29,4 мПа·с. Вязкость сепарированной
нефти в среднем составила 39,9 мПа·с. По поверхностным пробам ее величина в
среднем равнялась 60 мПа·с.
Объемный коэффициент нефти равен 0,959. В нефтях
бобриковского горизонта отмечено присутствие сероводорода
Среднее давление насыщения нефти газом в среднем
равно 5,1 МПа при пластовом давлении 13,8 МПа. Следовательно, нефти находятся в
недонасыщенном состоянии.
Средняя величина газового фактора при
однократном разгазировании равнялась 17,3 м3/т. Газовый фактор при
двухступенчатой сепарации определенной составил 8,7 м3/т.
Минерализация изменяется от 768 до 791
мг-экв/100 г при удельном весе 1,170 — 1,182 г/см3. Сульфатность вод
колеблется от 3,0 до 5,03 мг-экв/100 г. Первая соленость (S-1) изменялась от 84
до 91 мг-экв/100 г, а вторая соленость (S-2) — от 7 до 15 мг-экв/100 г.
Таблица 2 — физико-химические свойства нефти.
Показатели |
Ед. |
Величина |
Плотность |
кг/м3 |
911 |
Содержание |
||
— |
% |
81,5 |
— |
мг/л |
12531,2 |
— |
% |
3,6 |
— |
% |
4,32 |
— |
% |
28,0 |
— |
% |
7,28 |
— |
м.доля |
0,13 |
— |
— |
|
— |
Мг/л |
0,0604 |
Вязкость |
Сст |
83,35 |
Таблица 3 — компонентный состав
и физико-химические свойства попутно-добываемого газа
Компоненты |
Молекулярный |
Значение |
|
об.% |
Вес.% |
||
H2S |
34 |
3.59 |
4.74 |
СО2 |
44 |
2.02 |
3.44 |
O2 |
32 |
1.10 |
1.36 |
N2 |
28 |
46.69 |
50.91 |
CH4 |
16 |
37.73 |
23.44 |
C2H6 |
30 |
4.05 |
4.72 |
C3H8 |
44 |
1.90 |
3.21 |
nC4H10 |
58 |
0.47 |
1.06 |
iC4H10 |
58 |
0.85 |
1.91 |
nC5H12 |
72 |
0.24 |
0.65 |
iC5H12 |
72 |
0.12 |
0.32 |
C6H14+выше |
86 |
1.24 |
4.24 |
Плотность, |
.4 Текущее состояние разработки
месторождения
Таймурзинское месторождение, введенное в
разработку в 1964 г., находится на поздней стадии эксплуатации. На
месторождении в целом по состоянию на 01.01.2007 г. добыто 16,6 млн. т нефти,
Текущая обводненность извлекаемой продукции — 94,2%, накопленный ВНФ — 4,2.
Максимальная добыча нефти — 735,8 тыс. т —
достигнута в 1980 г. при текущей обводненности продукции — 65,9% (при
отсутствии практически безводного периода эксплуатации месторождения). К этому
времени проектным фондом скважин разбурены основные залежи
бобриковско-радаевского горизонта и турнейского яруса. В последующем добыча
нефти непрерывно снижалась и составила в 2006 г. 97,7 тыс.т
Объект ТТНК Введен в эксплуатацию в 1964 г. По
состоянию на 01.01.2007 г. извлечено 13,5 млн.т нефти. Текущая обводненность —
97,2%, накопленный ВНФ — 5,0. Максимальная годовая добыча — 659,4 тыс.т —
достигнута в 1980 г. при текущей обводненности продукции — 67,1%. В последующем
добыча нефти снизилась до 43 тыс.т в 2006 г. Закачка воды начата в 1966 г. В
1968-1979 гг. текущая и накопленная компенсация (кратность) отборов жидкости
закачкой была около двух, в последующем — около единицы. Реализована
комбинированная система заводнения, состоящая из внутриконтурных (очаговых) и
законтурных нагнетательных скважин и разрезающих рядов.
Действующий фонд добывающих скважин достиг
140-150 ед. и в 1977-1992 гг. удерживался на таком уровне, в последующем он
уменьшился и в 1996-2006 гг. составил 78-99 скважин. Среднегодовые дебиты
жидкости добывающих скважин составляли 20-30 т/сут. В начальный период и 50-60
т/сут. в последующем (в 1988-1995 гг. — 70-80 т/сут.). Фонд нагнетательных
скважин — 30-40 ед., среднегодовая приемистость — 100-300 м3/сут.
Накопленная добыча нефти изменялась по скважинам от нескольких десятков до
сотен тысяч тонн.
Объект КТНК Введен в эксплуатацию в 1965 г. По
состоянию на 01.01.2007 г. добыто 2,971 млн.т нефти или 73,5% от НИЗ (4,042
млн.т); текущий КИН — 0,242 от числящихся НГЗ (12,277 млн.т) при принятой
конечной величине — 0,329. Текущая обводненность продукции — 67,2%; накопленный
ВНФ — 1,0. Максимальная годовая добыча — 130,0 тыс.т и текущей обводненности —
около 50%. Затем добыча нефти снизилась до 41,2 тыс.т в 2001 г. (1,0% от НИЗ),
после чего наблюдались некоторый рост и стабилизация добычи на уровне 46-48
тыс.т/год.
В отличие от более крупного по запасам объекта
ТТНК и месторождения в целом объект КТНК находится далеко не на поздней стадии
эксплуатации.
Закачка воды начата в 1982 г.; в 1988-1993 гг. и
2001-2006 гг. текущая компенсация отборов закачкой достигала двух при
накопленной компенсации в течение всего периода разработки — около единицы.
Реализована комбинированная система заводнения, состоящая из внутриконтурных
(очаговых) и законтурных нагнетательных скважин и разрезающих рядов.
Фонд действующих добывающих скважин с 1986 г. —
90-105 ед., среднегодовые дебиты жидкости — 5-9 т/сут., в 1998-2006 гг. —
2,5-4,0 т/сут. Фонд нагнетательных скважин — 10-15 ед., приемистость — 160-40 м3/сут.
Накопленная добыча нефти изменяется по скважинам от нескольких до десятков
тысяч тонн.
Наряду с этим в работе представлена
характеристика эксплуатации отдельных пластов и залежей основных объектов ТТНК
и КТНК, а также объектов КТСК и ТТД. Небольшая залежь верейского горизонта не
разрабатывалась, а залежь каширского горизонта введена в эксплуатацию в 2002
г., находится в начальной стадии выработки запасов, залежь пашийского горизонта
практически не вырабатывалась.
Текущая плотность сетки скважин по залежам
изменяется в интервале 10-20 га/скв. Некоторые залежи считаются выработанными.
Несколько залежей или их частей остаются неразбуренными. В связи с этим
планируются бурение новых скважин и нескольких боковых стволов, взаимные
переводы скважин.
Наиболее крупными нефтяными залежами,
определяющими показатели разработки основных объектов (ТТНК и КТНК) и
месторождения в целом, являются залежь 3 пласта СVI.2 и залежь 3 пласта СТкз1
Таймурзинской площади.
На месторождении проводились замеры пластовых
давлений, снятие ИД и КВД для определения по ним продуктивности скважин,
гидропроводности и проницаемости пластов, снятие профилей притока (178 скважин)
и приемистости (105 скважин). Установлено сокращение принимающих интервалов
ввиду загрязнения механическими примесями призабойных зон нагнетательных
скважин. После проведения соответствующих восстановительных мероприятий толщина
поглощающих интервалов увеличилась.
Естественные режимы дренирования изменяются от
близких к активным упруго-водонапорных до практически замкнутых. Текущие
величины пластовых давлений составляли по каширскому горизонту — 4,6 МПа (при
начальном — 8 МПа), по бобриковско-радаевскому горизонту — 11,7 МПа (13,8 МПа),
по турнейскому ярусу — 9,51 МПа (14,2 МПа), по кыновскому горизонту — 9,84 МПа
(19,3 МПа), по пашийскому горизонту — 16,7 МПа (19,5 МПа), что существенно выше
давлений насыщения.
Решения Проекта разработки (1993 г.) и
Дополнения к нему (1995 г.) выполнены не полностью. За 1995-2006 гг. пробурено
34 скважины из 75 проектных, из которых введено 25 добывающих, две
нагнетательных, две пьезометрических, две водозаборных, три ликвидированы. В
основном скважины бурились на Асяновской площади, в том числе семь скважин
пробурено на вновь открытую залежь каширского горизонта.
Фактическая годовая добыча нефти в 2002-2005 гг.
— 104,2-97,2 тыс.т — оказалась выше прогнозной на 31,7-60,3%, а в 2006 г.- 97,7
тыс.т — равной проектной (96,7 тыс.т). Это объясняется тем, что в анализе
разработки 1999 г. предполагалось продолжение выбытия добывающих скважин по
экономическим причинам. Фактически осуществлялся ввод из бездействия ранее
остановленных малодебитных и высокообводненных скважин в соответствии с постановлением
Правительства РФ № 1213 от 01.11.1999 г., и к 2005 г. фактический фонд
действующих добывающих скважин (181 ед.) превышал проектный на 31 ед. (20,7%).
Выше оказались и дебиты добывающих скважин по жидкости (на 8-48%) и нефти (на
8-38%) при обводненности, равной проектной.
Проводившиеся на месторождении ГТМ включали
ремонт наземного и внутрискважинного оборудования, смену способа эксплуатации,
оптимизацию работы насосного оборудования, водоизоляционные работы, обработки
призабойных зон пласта — кислотные, термокислотные, термопенокислотные,
виброобработки, закачки ингибиторов, горячей нефти, растворов ПАВ, ГРП.
Всего в 2006 г. проведено более 650 различных
ГТМ. Средняя удельная эффективность использованных технологий при обработке ПЗП
составила до 1600 т нефти на одну скважино-операцию.
При сравнении проектных и фактических
показателей разработки отсутствуют данные по программе ГТМ, применению методов
МУН и интенсификации добычи нефти.
В разделе 3.5 «Обоснование применения методов
увеличения нефтеотдачи на Таймурзинском месторождении» отмечено, что с 1997 г.
по 2006 г. на месторождении проведено 167 скважино-обработок и получено от их
внедрения 86,269 тыс.т дополнительной добычи нефти, но описания (или хотя бы
упоминания) конкретных технологий нет, отсутствуют данные применения технологий
как по месторождению в целом, так и по отдельным объектам.
Анализ эффективности реализованной системы
разработки по основным объектам ТТНК и КТНК сводится к сопоставлениям с другими
месторождениями, на которых разрабатывались такие объекты (Менеузовское,
Мончаровское, Чермасанское, Санниковское — Дмитриевский участок). Сравнивается
динамика КИН, темпы отбора нефти (от НГЗ) в зависимости от безразмерного
времени разработки (кратности промывки).
По объекту ТТНК на Таймурзинской площади
достигнутый КИН (0,454) больше, чем на сравниваемых месторождениях при той же
кратности промывки. При этом по объекту ТТНК Таймурзинской площади сформирована
несколько более плотная сетка скважин, имеются зоны, недостаточно вовлеченные в
разработку; кривая зависимости КИН от безразмерного времени более пологая. С
учетом дополнительных мероприятий рассматриваемого проектного документа по
объекту ТТНК Таймурзинской площади прогнозируется увеличение КИН до 0,49; по
объекту КТНК — до 0,45 с учетом подключения слабо вовлеченных зон, повышения
эффективности заводнения.
В то же время в работе не приводится каких-либо
геолого-промысловых данных и результатов исследований, характеризующих полноту
выработки запасов из пластов и залежей, входящих в объекты (профили притока и
поглощения жидкости, сравнение полученных по ПГИ кривых начальной и текущей
нефтенасыщенности, установление промытых зон и КИН, прямые испытания
продуктивных отложений в заводненных частях пластов и залежей и др.).
Следует отметить, что небольшие залежи
кыновского и пашийского горизонтов эксплуатируются единичными скважинами на
естественных режимах. На более крупных залежах турнейского яруса (Асяновская
площадь), каширского, бобриковско-радаевского (Асяновская площадь), кыновского
горизонтов системы разработки не сформированы (залежи не разбурены, заводнение
не организовано). Кроме того, пять залежей нефти с запасами категорий ВС1 не
введены в разработку — две залежи кыновского горизонта, две — пласта CVI.1
Асяновской площади и одна — верейского горизонта.
1.5 Конструкция
скважин
Под конструкцией скважины понимают совокупность
данных о количестве и глубине спуска обсадных колонн, диаметре обсадных колонн,
диаметре ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.
Выбор конструкции скважины — основной этап ее
проектирования и должен обеспечивать высокое строительства скважины как
долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта,
предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создания условий для
снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.
Конструкция скважины должна обеспечивать:
безусловное доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных
способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации. Особое
внимание должно быть обращено на конструкцию забоя; предотвращения осложнений в
процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные
возможности техники и технологических процессов; минимум затрат на
строительство скважины как законченного объекта в целом.
В конструкции скважин используются следующие
типы обсадных колонн:
направление — для крепления верхнего интервала,
сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва
устья скважины;
кондуктор — для крепления верхней неустойчивых
интервалов разреза, изоляции водоносных
горизонтов от загрязнения, установки на устье ПВО, а также для подвески
последующих обсадных колонн;
промежуточная обсадная колонна для крепления и
изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям
бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в
скважине при бурении последующего интервала. В благоприятных условиях
промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной;
эксплуатационная колонна — для крепления и
разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов
геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на
поверхность любыми известными способами.
1-направление;
-кондуктор;
-эксплуатационная колонна
2.
Технико — технологический раздел
.1 Назначение и принцип
действия ШГН
В настоящее время установками штанговых
глубинных насосов в ЦДНГ-3 эксплуатируются скважины либо малодебитные, либо
сильно обводнившиеся. Несмотря на значительную долю скважин, оборудованных ШГН,
в общем количестве скважин, добыча нефти не превышает 15%
добываемой цехом. Учитывая, что сильно обводнившиеся скважины выводят из
эксплуатации, а малодебитные переводят в другую категорию посредством
применения ГРП, то количество таких скважин постепенно уменьшается. Но, тем не
менее, данный способ эксплуатации в связи с действующим ныне законодательством
и общей тенденцией в мире к увеличению добычи нефти из низкодебитных скважин
безусловно будет развиваться и дальше.
Скважинный насос состоит из цилиндра, поршня и
клапанов всасывающего и нагнетательного. При ходе поршня вверх в цилиндре
насоса создается разряжение, в результате которого давление жидкости вне насоса
оказывается выше, чем внутри. Это вынуждает всасывающий клапан открываться и
впустить в цилиндр насосов порцию жидкости.
Одновременно, находящаяся над поршнем жидкость
оказывает давление на нагнетательный клапан, прижимая его к седлу, и вместе с
поршнем перемещается вверх. Через определенное количество ходов вверх (циклов)
произойдет заполнение колонны насосно-компрессорных труб и жидкость начнет
поступать в устьевой трубопровод.
При ходе вниз плунжер в насосах данного типа не
совершает работы по подъему жидкости: происходит сжатие заполнившей цилиндр
жидкости, закрытие всасывающего и открытие нагнетательного клапанов и переток
жидкости из подпоршневой и надпоршневую область насоса.
2.2 Виды штанговых насосов применяемых в НГДУ
Чекмагушнефть
Вставные насосы:
Основное достоинство — всю насосную установку
можно поднять на штангах без необходимости подъема НКТ. Есть три типа вставных
насосов: насос вставной с подвижным цилиндром и замком внизу (AHИ, RWT и RHT),
вставной с неподвижным цилиндром и замком внизу (АНИ, RWB и RHB), и с неподвижным
цилиндром и замком наверху (АНИ, RWA и RHA).
После выбора типа вставного насоса, в скважину
опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от
условий в скважине и предпочтения компании в скважину опускается механический
нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо
механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с
замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная
установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой
опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно
ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа
желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался
нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между
всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Вставной насос
работает по тому же принципу, что и невставной.
В большинстве скважин в цеху с УШГН предпочтение
отдается вставным насосам еще и по следующей причине: для насосов,
эксплуатирующихся в искривленных скважинах, характерным является возникновение
дополнительной силы сопротивления движению плунжера, зависящей от радиуса
искривления оси цилиндра насоса, величины зазора между плунжером и цилиндром,
разнице их жесткостей. В результате исследований установлено, что более
интенсивный рост силы трения в паре плунжер-цилиндр с изменением угла изгиба
характерен для насосов невставного типа, поэтому для наклонно — направленных
скважин предпочтительно применение насосов вставного типа.
Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр
невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее
части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий
клапан. Цилиндр спускается в скважину без плунжера. Плунжер спускается отдельно
на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру
всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений
через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного
диаметра плунжера (примерно на 6 мм).
После спуска в скважину цилиндра и замковой
опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то
количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки
всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка
высоты подвески плунжера. Для извлечения невставного насоса в случае замены или
ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а
затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.
нефтяной месторождение пласт скважина
2.3 Преобладающие типоразмеры применяемых ШГН по
ЦДНГ-3
Таблица 4 — Насосы спущенные за период с
01.01.2008 по 01.01.2009г по ЦДНГ — 3
ТипоРазмер |
Спущен. |
Наработка |
Снято |
Вид |
||
всего |
на |
|||||
АО |
||||||
73-НВ1Б-А-27-30-15-2 |
2 |
189,08 |
94,54 |
2 |
1 |
Засорение |
1 |
Износ |
|||||
73-НВ1Б-А-32-30-15-1 |
7 |
1345,6 |
192,23 |
1 |
1 |
Износ |
73-НВ1Б-А-32-30-15-2 |
33 |
3462,54 |
104,93 |
2 |
1 |
Заклинивание |
1 |
Засорение |
|||||
ЗАО»ЭЛКАМ-Нефтемаш», |
||||||
73-НВ1Б-А-32-30-15-1 |
3 |
770,96 |
256,99 |
1 |
1 |
Износ |
73-НВ1Б-А-32-30-15-2 |
2 |
129,67 |
64,83 |
2 |
1 |
Износ |
1 |
Разбито |
|||||
73-НВ1Б-А-32-30-15-2-И |
1 |
82,50 |
82,50 |
— |
— |
— |
Октябрьский |
||||||
73-НВ1Б-А-27-30-15-2 |
7 |
1608,08 |
229,73 |
1 |
1 |
Утечки |
73-НВ1Б-А-32-30-12-1 |
1 |
151,13 |
151,13 |
— |
1 |
Обрыв |
73-НВ1Б-А-32-30-12-2 |
9 |
1256,83 |
139,65 |
2 |
2 |
Заклинивание |
По данной таблице можно сказать, что в ЦДНГ-3
применяются, в основном, вставные насосы. Так как для смены вставного насоса при
необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом достаточно поднять на
поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в
скважине; их извлекают лишь при необходимости исправления замкового
приспособления, что на практике бывает редко. Таким образом, смена вставного
насоса требует значительно меньше времени, чем невставного, и при нем меньше
изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать,
а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса. Насосы используемые
в ЦДНГ-3 безвтулочные т.е. цилиндры делают из бесшовных труб с внутренней
чистой поверхностью. Снимаются насосы с эксплуатации в основном в результате
заклинивания плунжера, засорения клапана, обрыва шток и утечек в клапанах насоса.
В ЦДНГ-3, в основном, применяются гуммированные
плунжера. Они имеют большой срок службы вследствие использования в одном и том
же цилиндре нескольких плунжеров, так как износ цилиндров практически очень
мал. Насосы работают с большим коэффициентом подачи и гуммированные плунжера
дешевле, чем стальные.
2.4 Подбор подвесок в условиях
ЦДНГ-3
Подбор определяется:
·
выбором
типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШГН;
·
выбором
глубины спуска ШГН, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а
также прочности колонны штанг;
·
прочность
колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением
допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;
·
допускаемое
приведенное напряжение в штангах[sпр доп;
МПа]
определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг.
Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для
промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения sпр
доп находятся в пределах 60-170 МПа.
·
фактического
приведенного напряжения в штангах[sпр ;
МПа]
определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных
штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола
скважины.
Приведенное напряжение в колонне штанг
возрастает при увеличении: типоразмера насоса, глубины спуска штанг удельного
веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа
двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии
гидратопарафиноотложений в НКТ, мехпримесей в насосе непрямолинейности
плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к
увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.
Подбор оборудования ШГН производится при каждом
ремонте скважины. Подбор типоразмера ШГН рекомендуется производить по
производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5м,
с числом двойных ходов плунжера N=4-6
мин-1.
При выборе режима откачки ШГН предпочтение
отдается максимальной длине хода при минимальном числе двойных ходов плунжера.
При эксплуатации ШГН погружение под динамический
уровень (h погр) должно
составлять для скважин с обводненностью более 50%- 350м (из
расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа), для скважин с
обводненностью до 50% — 430 метров (из расчета
обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,5 МПа).
Таблица 5 — рекомендуемые глубины спуска ШГН
Тип |
Область |
Глубина |
Штанговая |
|
19 |
22 |
|||
НСВ-29 |
менее |
70 |
30 |
|
НСВ-32 |
5-12 |
1400-1450-1500 |
70 |
30 |
НСВ-38 |
8-17 |
1300-1350-1400 |
65 |
35 |
НСВ(Н)-44 |
10-25 |
1200-1250-1300 |
60 |
40 |
НСН-43 |
свыше |
950-1000-1050 |
45 |
55 |
1100-1150 |
¾ |
25-45 |
Применение НСН-43 — ввиду не значительной
допустимой глубины спуска насоса, оправдано при условии создания ограниченных
значений депрессии на пласт. В остальных случаях приоритет способа эксплуатации
ЭЦН.
2.5 Связь между дебитом насоса
и динамическим уровнем
Дебит — один из важнейших показателей работы
нефтяного пласта и добывающего оборудования. Только точное знание этой величины
на каждой конкретной скважине позволит выносить заключения о правильной работе
системы «пласт-скважина-добывающее оборудование», делать прогнозы и планировать
необходимые профилактические работы, которые позволят в дальнейшем избежать
аварийных ситуаций, а, следовательно, дорогостоящих ремонтов и остановки добычи
нефти. Дебит скважины на нефтяных промыслах прямо пропорционален депрессии на
пласт (перепаду между пластовым и забойным давлением), толщине пласта и его
проницаемости и обратно пропорционален вязкости нефти. Основные факторы,
определяющие дебит скважины, поддаются регулированию (например, депрессия на
пласт, варьирующая на разных месторождениях от 0,2 до 20 мПа). С целью
увеличения дебита скважины проводится повышение или поддержание пластового
давления в залежах путём нагнетания в них под давлением воды или газа. Снижение
забойных давлений в добывающих скважинах достигается увеличением диаметра
штуцера или спуском в скважины насоса пониженной производительности. Высокая
вязкость нефти снижается прогревом пласта паром или горячей водой.
На примере таблицы замеров по скважине №6017
можно рассмотреть связь между дебитом насоса и динамическим уровнем, например:
При динамическом уровне 396 м., дебит составляет
36,9 м³/сут.
— при динамическом уровне 627
м., дебит составляет 53,8 м³/сут.
.6 Использование насосов после
«цехового» ремонта
Подготовку и испытание ШГН на соответствие
требованиям ГОСТ, ОСТ и ТУ осуществляет ПРЦГНО.
ПРЦГНО производит 100%-ный входной контроль
качества ШГН и запасных частей к ним, производит текущий и капитальный ремонты
ШГН и их узлов. Испытанные с замковой опорой (при необходимости) насосы в
комплекте с фильтром выдаются заказчику с заполненным эксплуатационным
паспортом. При оснащении УСШН дополнительным оборудованием ПРЦГНО готовит
насосы с учетом необходимых требований для монтажа дополнительного
оборудования. Все насосы перед выдачей должны быть покрыты защитной пленкой или
другим материалом во избежание попадания в них механических примесей и др.
посторонних предметов, резьбовые соединения должны быть смазаны. Проверка
работоспособности насоса осуществляется только в ПРЦГНО.
В соответствии с утвержденным месячным планом
внедрения УШВН в срок до 24 числа текущего месяца ЦДНГ выдают в соответствующие
сетевые районы схемы расстановки оборудования на кустах, с указанием расстояний
между ними, вошедших в план монтажа следующего месяца. При необходимости силами
ЦДНГ, не позднее, чем за 5 (пять) суток до внедрения УШВН, осуществляется
монтаж кабельной эстакады. До 25 числа текущего месяца УЭСХ получает со склада
необходимые для монтажа установок материалы и оборудование (кабель, кнопки и
т.д.).
2.7 Идеальная и рабочие виды динамограмм
Фактическая динамограмма отличается от теоретической
и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины
хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить
ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса.
Практические динамограммы работы ШСН
а — нормальная тихоходная работа; б — влияние
газа; в — превышение подачи насоса над притоком в скважину; г — низкая посадка
плунжера; д — выход плунжера из цилиндра невставного насоса; е — удары плунжера
о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса; ж — утечки в нагнетательной
части; и — полный выход из строя нагнетательной части; к — полный выход из
строя всасывающей части; л — полуфонтанный характер работы насоса; м — обрыв
штанг (пунктиром показаны линии теоретической динамограммы); з — утечки во
всасывающей части.
Фактическая динамограмма
мин — минимальная нагрузка полированного
штокамакс — максимальная нагрузка полированного штока- вес столба жидкости, Gg
— вес насосных штанг — сила трения- подъемная сила, действующая на штанги
Следует отметить, что в настоящее время все шире
используют телеконтроль за работой штанговых скважинных насосов. Анализ
многочисленных телединамограмм показал, что при четкой налаженной работе
датчиков по ним можно определить такие явления, как влияние газа, применение
уровня, обрыв или отворот штанг, заклинивание плунжера, низкую и высокую
посадку насоса, выход из строя клапанов и др. В связи с отсутствием нулевой
линии невозможно определить величину пропуска жидкости в приемной и
нагнетательной частях насоса, высоту динамического уровня, степень влияния
газа, течь в трубах, коэффициент наполнения насоса и потерю хода-S, а также
производить расчет нагрузок, необходимых для подсчета напряжения в штангах. Поэтому
при исследовательских работах необходимо обязательно пользоваться
гидравлическим динамографом.
2.8 Методы подбора типоразмеров штанг
При работе глубиннонасосной установки на штанги
и на трубы действуют различные виды нагрузок — статические от веса штанг и
жидкости, силы инерции движущихся масс и др.
Рассчитать экстремальные нагрузки на колонну
штанг для следующих условий:
Давление на выкиде насоса — РВЫК,
МПа, 10,3
Плотность жидкости в НКТ -рж, кг\м3,
1100
-Плотность материала штанг —шт, кг\м3,7850
Давление в цилиндре при такте
всасывания — РЦВ,, МПа, 1,753
Диаметр плунжера насоса — Dпл, мм, 43
Длина хода плунжера (полированного
штока) -S, м, 2
Число двойных ходов- n, кач/мин, 5
Глубина спуска насоса — НН,
м, 1050
Конструкция колонны штанг —
двухступенчатая:
Верхняя ступень диаметром — d, мм, 22
Нижняя ступень- d,мм,19
Скорость звука в колонне штанг-а,
м/с ,4900
Вес одного метра штанг с муфтами в
воздухе-qштi,-
30,8034(при dшт=22мм) и 40,1229(при dшт=19мм). [H]
Доля штанг данного размера в
ступенчатой колонне-εі,0,42(при dшт=19мм)
и 0,55(при dшт=22мм). Вычисляем критерий Коши, для определения
режима работы установки по формуле:
φ=ωНн|а
(1)
ω=π*n|30 (2)
где φ — критерий
Коши
ω- угловая скорость вращения
кривошипа, рад/с
ω=3,14*5/30=0.52
φ = 0,52*1050/4900=0,111
Так как параметр Коши меньше 0,35,
то режим работы установки статический, можно пользоваться упрощенными
формулами. Рассчитаем коэффициент, учитывающий потерю веса штанг, помещенных в
жидкость.
Карх=(ρшт-ρж)/ρшт (3)
Карх=7850-1100/7850=0,859
Вычисляем вес колонны штанг в
воздухе.
Ршт=Нн(∑qшті εі) (4)
Ршт=700(30,8034*0,42+40,1229*0,55)=24,493
кН
Вычисляем гидростатическую нагрузку
на плунжер насоса от веса столба жидкости в НКТ.
Рж=(Рвых-Рцв)
Fпл (5)
Рж=(10,3-1,753)106
*2,375*10-3=20,29 кН
Максимальная нагрузка по формуле И.
М. Муравьева
Рмакс=Рж+Ршт(Карх+S(n)2/1440)
(6)
Рмакс=20,29+24,493*(0,847+1,8+(15)2/1440)=47,92
кН
Минимальная нагрузка
Рмин=Ршт(Карх-S(n2)/2400) (7)
Рмин=24,49(0,847-1,8*(15)2/2400)=16,61
кН
Определяем также максимальную
нагрузку соответственно по формулам И. А. Чарного
Рмакс=Рж+Ршт(Карх+S(n)2tg φ /1790 φ (9)
Рмакс=20,29+24,49(0,847+1,8*(15)2
/1790=41,1 кН
по формуле Кемлера.
Рмакс=(Рж+Ршт)(1+S(n)2/1790)
(10)
Рмакс=(20,29+24,49)*(1+1,8*(15)21790)=54,605кН
по формуле Д. С. Слоннеджера.
Рмакс=(Рж+Ршт)(1+Sn/137)
(11)
Рмакс=(20,29+24,49)*(1+1,8*15/137)=53,605кН
Рассчитываем также минимальную
нагрузку соответственно по формулам К. Н. Миллса.
Рмин=Ршт(1-S(n)2/1790)
(12)
Рмин=24,49(1-(15)2/1790)=19,102
кН
по формуле Д.С.Слоннеджера.
Рмин=0,75Ршт-(Рж+Ршт)Sn/137 (13)
Рмин=0,75*24,49-(20,29+24,49)1,8*15/137=9,86
кН
по формуле Д.О.Джонсона
Рмин=Ршт(Карх-Sn2/1790) (14)
Рмин=24,49*(0,847-1,8*15 2/1790)=15,21
кН
Как видно из приведенных расчетов,
абсолютные значения экстремальных нагрузок по различным формулам отличаются и
равны Рмакс=54,605 кН и Рмин=9,86 кН.
.9 Параметры работы Станка-Качалки и ШГН
Таблица 6 — Станки-качалки — индивидуальный механический
привод ШСН.
Станок-качалка |
Число |
Масса, |
Редуктор |
СКД-1,5-710 |
5¸15 |
3270 |
Ц2НШ-315 |
СКД4-2,1-1400 |
5¸15 |
6230 |
Ц2НШ-355 |
СКД6-2,5-2800 |
5¸14 |
7620 |
Ц2НШ-450 |
СКД8-3,0-4000 |
5¸14 |
11600 |
НШ-700Б |
СКД10-3,5-5600 |
5¸12 |
12170 |
Ц2НШ-560 |
СКД12-3,0-5600 |
5¸12 |
12065 |
Ц2НШ-560 |
В шифре станка — качалки типа СКД, например
СКД78-3-4000, указано: буквы — станок качалка дезаксиальный, 8 — наибольшая
допускаемая нагрузка Рmax на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах
(1т = 10 кН); 3 — наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 — наибольший
допускаемый крутящий момент Мкр max на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м
= 10-2кН·м).
Таблица 7 — Станок-качалка является
индивидуальным приводом скважинного насоса.
Станок-качалка |
Номинальная |
Длина |
Число |
Мощность |
Масса, |
СКБ80-3-40Т |
80 |
1,3¸3,0 |
1,8¸12,7 |
15¸30 |
12000 |
СКС8-3,0-4000 |
80 |
1,4¸3,0 |
4,5¸11,2 |
22¸30 |
11900 |
ПФ8-3,0-400 |
80 |
1,8¸3,0 |
4,5¸11,2 |
2¸230 |
11600 |
ОМ-2000 |
80 |
1,2¸3,0 |
5¸12 |
30 |
11780 |
ОМ-2001 |
80 |
1,2¸3,0 |
2¸8 |
22/33 |
12060 |
ПНШ |
80 |
0,9¸2,1 |
1,36¸8,33 |
7,5¸18,5 |
8450 |
ПНШ |
80 |
1,2¸3,0 |
4,3¸12 |
18,5¸22 |
12400 |
Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в
виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой,
траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и
противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа
качаний, т.е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней
электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.
Монтируется станок-качалка на раме,
устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в
необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью
тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для
беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при
подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по
дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная
подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или
выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования
работы оборудования.
Амплитуду движения головки балансира регулируют
путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения
(перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).
За один двойной ход балансира нагрузка на СК
неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы
(противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда
уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или
комбинированным.
Блок управления обеспечивает управление
электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора,
насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в
подаче электроэнергии.
Выпускают СК с грузоподъемностью на головке
балансира от 2 до 20т.
Станок-качалка типа СКД
1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с
опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8
— ремень; 9 — электродвигатель; 10-ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 —
поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 —
канатная подвеска.
Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые
асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии
АО и электродвигатели АО2 и их модификации АОП2.
Частота вращения электродвигателей 1500 и 500
мин -1.
В настоящее время российскими заводами освоены и
выпускаются новые модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицированный ряд
из 13 вариантов грузоподъемностью от 3 до 12 т.), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН,
ЛП-114.00.000 (гидрофицированный). Станки-качалки для временной добычи могут
быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.
3. Охрана труда и
техника безопасности
.1 Охрана труда, техника безопасности и
противопожарные мероприятия при ПКРС
Средства индивидуальной защиты На работах с
вредными условиями труда, а также на работах, проводимых в особых температурных
условиях или связанных с загрязнением тела, рабочим и служащим в соответствии с
Законом Республики Башкортостан «Об охране труда в Республике Башкортостан по
установленным нормам бесплатно выдаются спецодежда, спец обувь и другие
средства индивидуальной защиты (СИЗ).
Основное значение средств индивидуальной защиты
— человека от воздействия опасных и вредных производственных факторов также
защита от неблагоприятных факторов окружающей среды или уменьшение этих
факторов.
Бригады по ремонту скважин должны быть
обеспечены средствами индивидуальной защиты, пожаротушения, моющими средствами,
омедненными инструментом, а также приспособлениями для герметизации устья
скважины при нефтегазопроявлении.
Противогазы и другие средства индивидуальной
защиты проверяются мастером (ответственным руководителем работ).
Спецодежда и спец обувь выдаются рабочим и
служащим на основании типовых отраслевых норм, в соответствии с «Типовыми
отраслевыми нормами бесплатной выдачи работника специальной одежды, специальной
обуви и других средств индивидуальной защиты.
Противогазы должны хранится в специально
оборудованных шкафах с ячейками. При хранении противогазов без упаковки (в
сумках) они складываются в один ряд. Нижняя полка стеллажа должна отстоять от
пола на расстоянии 0,5 м. Хранение противогазов в близи отопительных приборов
запрещено.
Пожарная безопасность. Ответственность за
пожарную безопасность, своевременное выполнение противопожарных мероприятий и
исправное содержание средств пожаротушения в бригаде возлагается на мастера, а
при его отсутствии — на бурильщика или оператора (5-6 разряда).
. Рабочие должны знать и выполнять требования
пожарной безопасности, знать расположение первичных средств пожара- тушения,
действия от оповещении по средствам радиосвязи при пожаре, умело пользоваться
средствами пожаротушения и постоянно следить за их исправностью и
комплектностью.
. Ящики для песка, бочки для воды, ведра, щиты
или шкафы для инвентаря, ручки лопат, футляры для кошмы и др. окрашиваются в
красный цвет в отличие от хозяйственного инвентаря.
. Огнетушители должны быть всегда в исправном
состоянии и подвешиваться не выше 1,5 м. от пола на видном месте со свободным
доступов к ННУ, отдельно от отопительных приборов и других источников тепла.
. Не реже одного раза в неделю огнетушители
должны подвергаться внешнему осмотру и очищаться от загрязнений и
углекислотные.
. Зимнее время (ниже ОС) пенные огнетушители
должны заноситься в отапливаемое помещение.
. Углекислотные огнетушители должны быть
предохранены от чрезмерного нагнетания. Наличие в них заряда проверяется раз в
3 месяца путем взвешивания.
. На видном месте в бытовом помещении должен
быть вывешен список боевых расчетов Ж ч с распределением обязанностей между
ними.
. Горюче- смазочные материалы должны находиться
не ближе 20 м. от места установки агрегатов-подъемников.
. Запрещается устанавливать подъемник и др.
передвижные агрегаты на территории, загрязненной горюче-смазочными материалами.
. При заправке подъемника горючим двигатель
должен быть заглушен. Заправлять можно лишь после охлаждения нагретых частей.
. Работы на устье скважины, которые связаны с
искрообразованием (рубка, ковка металла и т. д.), а также огневые работы необходимо
выполнить только после согласования с пожарной охраной.
. При возникновении пожара необходимо немедленно
сообщить пожарной охране и до ее прибытия приступить к тушению, используя
первичные средства пожаротушения, в соответствии с табелем боевого расчета.
4. Охрана недр и
окружающей среды
.1 Охрана недр и окружающей среды при ПКРС
Основными задачами бригад по ремонту скважин в
области охраны окружающей среды являются:
обеспечение производства работ по схеме,
предусматривающей предотвращение загрязнения земли, атмосферного воздуха, лесов
и иной растительности, животного мира, поверхностных вод;
обеспечение производства работ, предотвращающей
возникновение аварии в скважинах результате которых возможны загрязнения недр,
водоносных горизонтов.
В разработке планов, оргтехмероприятий,
планов-работ, наряд заданий, и иной деятельности по цеху капитального и
подземного ремонту скважин необходимо руководствоваться в области охраны
окружающей среды — экологическим Кодексом Республики Башкортостан.
Производственная санитария Общие требования.
Для предотвращения влияния на работающих,
окружающую среду газов, нефти, пластовых и промывочных жидкостей устье скважины
оборудуется герметизирующим устройством.
Все работы в скважине ведутся по закрытой схеме,
предотвращающей воздействие неблагоприятных факторов на работающих и окружающую
среду.
Бригады должны быть укомплектованы контейнером
для сбора бытового мусора, который должен освобождаться по мере наполнения в
специальных местах.
Бригады должны обеспечиваться туалетами, которые
освобождаются и обеззараживаются по мере необходимости.
В культ будках для обогрева и отдыха рабочим
необходимо иметь бачок с питьевой водой, которая должна завозиться регулярно,
аптечку с полным набором медикаментов первой помощи, носилки.
Культ будки необходимо содержать в чистоте и
периодически дезинфицировать.
Производственные помещения (культ будки),
используемые для обогрева, отдыха и сушки спецодежды, должны оборудоваться
отопительными требованиям санитарных и противопожарных норм, изготовленных во
взрывозащитном исполнении.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, изменяя число качаний, длину хода
плунжера, меняя глубину подвески насоса, осуществляя смену насоса или
станка-качалки и т.д., можно добиться существенного улучшения показателей
работы УШГН, а также возможно увеличение дебита скважин. Т.е. оптимизировать
можно практически любую установку ШГН, однако возможность оптимизации
определяется не работой установки, а потребностями и пожеланиями НГДП.
Список использованной
литературы
1.
Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы
скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов: Учеб. пособие. —
Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. 120 с.
.
Уточненный проект разработки Серафимовского нефтяного месторождения: Отчет /
Башнипинефть: Рук. темы: Минликаев В.З., Сабиров И.Х. Уфа, 1986. 135 с.
.
Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО Недра-Бизнесцентр,
2000.- 653 с. ил.
.
Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений:
Учеб. для вузов /Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред.
Ш.К. Гиматудинова.-М.: Недра, 1988.-302 с.: ил.
.
Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова/ Р.С. Андриасов, И.Т.
Мищенко, А.И. Петров и др. М., Недра, 1983.-455 с.
.
Технология и техника добычи нефти: Учеб. для вузов/А.Х. Мирзаджанзаде, И.М.
Аметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде-М.:Недра,
1986.-382 с.