Шгн насос для нефтяной промышленность устройство. Информационный проект для работников нефтяной и газовой промышленности и студентов нефтегазовых учебных заведений. Калибровка штанг и муфт
Тема 7. Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ)
Схема штанговой скважинной насосной установки.
2. Станки-качалки.
Устьевое оборудование.
Штанги насосные (ШН).
Штанговые скважинные насосы ШСН.
Условные обозначения скважинных штанговых насосов.
7. Конструкция скважинных насосов.
8. Замковая опора.
Производительность насоса.
Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
Схема штанговой скважинной насосной установки
Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков килограмм в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200 - 3400 м.
ШСНУ включает:
а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 7.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 , насосно-компрессорных труб 3 , подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6 , сальникового штока 7 , станка качалки 9 , фундамента 10 и тройника 5 . На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1 .
Рис. 7.1. Схема штанговой насосной установки
1 – хвостовик; 2 – скважинный насос; 3 – насосно-компрессорные трубы; 4 – насосные штанги; 5 – устьевая арматура; 6 – устьевой сальник; 7 - полированный шток; 8 – канатная подвеска; 9 – стойка; 10 – фундамент.
2. Станки-качалки
Станок-качалка (рисунок 7.2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.
Рисунок 7.2 - 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.
Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная 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 салазке.
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 для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.
Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока - 7) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа 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.
Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД, основные характеристики приведены в таблице 4.
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.
В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м 3 жидкости в сутки, реже до 50 м 3 при средних глубинах подвески 1000... 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м 3 /сут.
В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.
Штанговая скважинная насосная установка включает:
а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Рис. 1. Штанговая скважинная насосная установка:
1 - фундамент; 2 - рама; 3 - электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; б - груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга;
15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно- компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан.
В скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень (плунжер), который устанавливают в цилиндр насоса. Плунжер имеет один или два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными. Верхний конец штанг крепится к головке балансира станка-качалки. Для направления жидкости из НКТ в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник, через который пропускают сальниковый шток.
Верхняя штанга , называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.
Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.
При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.
Приводы ПО «Уралтрансмаш»
Условное обозначение приводов на примере ПШГНТ4-1,5-1400:
ПШГН – привод штанговых глубинных насосов;
Т – редуктор установлен на тумбе;
1,5 – наибольшая длина хода устьевого штока 1,5 м;
1400 – наибольший допустимый крутящий момент на ведомом валу редуктора;
Лекция № 2. Подземное оборудование ШНУ
Назначение, типы, конструкция и маркировка скважинных
Штанговых насосов.
Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50мг/л, минерализацией воды не более 10г/л.
Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы изготавливают следующих типов:
1) НВ1 - вставные с замком наверху;
2) НВ2 - вставные с замком внизу;
3) НН - невставные без ловителя;
4) НН1 - невставные с захватным штоком;
5) НН2 - невставные с ловителем
| Рис. 2. Насосы скважинные невставные |
Насос НН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги.
К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НН1 не превышает 0,9 м.
В насосе НН2С в отличие от насоса НН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.
Насос ННБА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера.
Это достигнуто особой конструкцией его - наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собранном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник сливного устройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плунжере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват проталкивает золотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделяется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.
Цилиндр вставного насоса (см. рис. 3) спускается внутри труб на колонне штанг и монтируется на них с помощью специального замкового соединения. Это позволяет менять вставной насос без спуска и подъема труб. Но при одинаковых диаметрах плунжеров вставной насос требует применения НКТ большего диаметра.
Скважинные насосы исполнения НВ1С предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости.
Насос состоит из составного цилиндра на нижний конец которого навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец - замок плунжера, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые концы которого навинчены: снизу сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху - клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры.
Скважинные насосы исполнения НВ1Б. Это насосы, по назначению, конструктивному исполнению, принципу работы аналогичны насосам исполнения НВ1С и отличаются от них только тем, что в качестве цилиндра использованы цельные цилиндры исполнения ЦБ, характеризующиеся повышенной прочностью, износостойкостью и транспортабельностью по сравнению с цилиндрами исполнения ЦС.
Скважинные насосы исполнения НВ2 имеют область применения аналогичную области применения скважинных насосов исполнения НВ1, однако могут быть спущены в скважины на большую глубину.
| Рис. 3. Насосы скважинные вставные |
На всасывающий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса.
Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер с нагнетательным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и законтренным контргайкой.
В расточке верхнего конца цилиндра расположен упор.
Насос спускается в колонну насосно-компрессорных труб на колонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок.
Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.
Цилиндры скважинных насосов выпускают в двух исполнениях:
® ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный;
® ЦС - составной (втулочный).
Цилиндр втулочного насоса состоит из кожуха, в котором размещены втулки. Фиксация втулок в кожухе обеспечивается гайками.
Втулки подвергаются воздействию переменного внутреннего гидравлического давления, обусловленного столбом откачиваемой жидкости, и постоянного усилия, возникающего в результате торцевого обжатия рабочих втулок. Втулки всех насосов при различных внутренних диаметрах имеют одинаковую длину - по 300 мм.
Втулки всех насосов изготавливают трех типов: легированные из стали марки 38ХМЮА, стальные из стали марок 45 и 40Х, чугунные марки СЧ26-48.
Легированные втулки изготавливают только тонкостенными, стальные - тонкостенные, с увеличенной толщиной стенки и толстостенные, чугунные - толстостенные.
Для увеличения долговечности внутреннюю поверхность втулок упрочняют физико-термическими методами: чугунные - закаливают токами высокой частоты, стальные азотируют, цементируют, нитрируют. В результате этой обработки твердость поверхностного слоя составляет до 80 HRc.
Механическая обработка втулок заключается в шлифовании и хонинговании. Основные требования к механической обработке - высокий класс точности и чистоты внутренней поверхности, а также перпендикулярность торцов к оси втулок.
Макрогеометрические отклонения внутреннего диаметра втулки должны быть не более 0,03 мм. Плоскостность торцевых поверхностей должна обеспечивать равномерное непрерывное пятно по краске не менее 2/3 толщины стенок втулки.
Цельнотянутые цилиндры представляют собой длинную стальную трубу, внутренняя поверхность которой рабочая. Труба при этом играет роль и цилиндра и кожуха одновременно. Подобная конструкция лишена таких недостатков, как негерметичность между торцами рабочих втулок, искривление оси цилиндра. При этом увеличивается жесткость насоса и создается возможность использовать плунжер большого диаметра при одинаковом по сравнению с втулочным насосом наружном диаметре.
Плунжер глубинного насоса представляет собой стальную трубу с внутренней резьбой на концах. Для всех насосов длина плунжера постоянна и составляет 1200 мм. Их изготавливают из стали 45, 40Х или 38ХМЮА. По способу уплотнения зазора цилиндр – плунжер различают полностью металлические и гуммированные плунжеры. В паре металлический плунжер - цилиндр уплотнение создается нормированным зазором большой длины, в гуммированных - за счет манжет или колец, изготовленных из эластомера или пластмассы.
В настоящее время применяют плунжеры (рис. 4):
а) с гладкой поверхностью;
б) с кольцевыми канавками;
в) с винтовой канавкой;
г) с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой и скошенным концом в верхней части («пескобрей»);
д) манжетные плунжеры;
е) гуммированные плунжеры.
а - гладкий (исполнение Г); б - с кольцевыми канавками (исполнение К); в - с винтовой канавкой (исполнение В); г - типа «пескобрей» (исполнение П); д - манжетный, гуммированный плунжер; 1 - корпус плунжера; 2 - самоуплотняющееся резиновое кольцо; 3 - набухающие резиновые кольца.
Насосные штанги
Штанги насосные предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рис. 5). Изготавливаются в основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные – 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.
Рис. 5 – Насосная штанга
Шифр штанг – ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей – сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа. Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.
Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рис. 6) – для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП – для соединения штанг разного диаметра.
Для соединения штанг применяются муфты – МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм). АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосно-ориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 800 МПа. Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 – 11000 мм.
Рис. 6 – Соединительная муфта насосной штанги:
а – исполнение I; б – исполнение II
Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 – 20 %, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».
ШГН в простейшем виде состоит из плунжера, движущегося вверх - вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также нагнетательным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра, и, подобно обратному клапану, позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Вначале плунжер находится в стационарном состоянии в нижней точке хода. В этот момент и всасывающий, и нагнетательный клапаны закрыты. Столб жидкости в НКТ создает гидростатическое давление над всасывающим клапаном. Нагрузкой на сальниковый шток (верхний шток из колонны насосных штанг) является только вес колонны насосных штанг. При движении плунжера вверх обратный клапан остается закрытым и колонна насосных штанг принимает на себя вес жидкости в НКТ - вес колонны насосных штанг и вес столба жидкости. При минимальной утечке между плунжером и насосным цилиндром давление между нагнетательным и всасывающим клапанами уменьшается, так что всасывающий клапан открывается, и жидкость из ствола скважины поступает в цилиндр насоса .
В верхней точке рабочего хода плунжер останавливается, и оба клапана снова закрываются, при этом вес жидкости снова приходится на плунжер и нагнетательный клапан. Предположим, что теперь цилиндр насоса заполнился жидкостью и жидкость несжимаема. При начале движения плунжер вниз выкидной клапан откроется. Вес столба жидкости в насосно-компрессорной колонне перенесется на всасывающий клапан и рабочую колонну, а нагрузка на сальниковый шток и насосный узел опять будет состоять только из веса штанг.
Дальнейшее движение плунжера вниз заставит жидкость перетечь из цилиндра в плунжер через обратный клапан. Возвращение плунжера в нижнюю точку рабочего хода закончит цикл (рисунок 1.8).
При автоматизации работы скважинных штанговых глубинных насосов применяются методы ваттметрирования, барографирования и динамометрирования. Первый метод позволяет контролировать, главным образом, работу наземного оборудования, второй и третий - глубинного.
Барографирование позволяет определить давление во всасывающем клапане и на выкиде насоса, перепад давления в клапанах, характер утечек и т.д. Давление регистрируется глубинным манометром, спускаемым на проволоке через затрубное пространство. Метод барографирования достаточно сложен и трудоемок и не может быть применен для оперативного контроля за работой насосных установок.
1 - нагнетательный клапан; 2 - всасывающий клапан
Рисунок 1.8 - Принцип работы штангового глубинного насоса
К достоинствам ваттметрирования необходимо отнести такие факторы, как простота измерения (требуется установка только измерительных трансформаторов тока и напряжения на фазах двигателя) и возможность вести учет потребляемой приводом электроэнергии (станции управления могут быть интегрированы в системы коммерческого и технического учета электроэнергии - АСКУЭ и АСТУЭ) .
Ваттметрограмма представляет собой кривую потребляемой мощности электродвигателя станка-качалки. По ваттметрограмме прежде всего выявляется такой важный показатель, как несбалансированность СКН (рисунок 1.9).
Ваттметрирование позволяет получить информацию о работе наземного оборудования, в то время как наиболее важно иметь представление о состоянии и режиме работы глубинного насоса и колонны штанг и труб. Решить данную задачу помогает метод динамометрирования, результатом которого является график зависимости усилия в точке подвеса штанг от перемещения этой точки, называемый устьевая динамограмма.
а) сбалансированный станок-качалка
б) несбалансированный станок-качалка
Рисунок 1.9 - Ваттметрограммы СК
На практике применяются следующие понятия: теоретическая, практическая (замеренная, реальная) динамограмма (рисунок 1.10). Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы насоса имеет форму параллелограмма (рисунок 1.10, линия 1). Она строится для условия, когда насос исправен и герметичен, цилиндр заполнен несжимаемой жидкостью, погружение насоса под динамический уровень равно нулю, в насосной установке не возникают динамические нагрузки, коэффициент заполнения насоса равен единице.
Практическая устьевая динамограмма отражает реальное изменение нагрузки на полированный шток за полный цикл качания.
Реальный график отличается от теоретического, в основном, из-за влияния сил инерции и колебательных процессов в колонне штанг (рисунок 1.10, линия 2). Вследствие влияния силы инерции динамограмма оказывается повернутой на некоторый угол по часовой стрелке, а продольные колебания в колонне штанг вызывают волнообразные изменения нагрузки на устьевой шток.
1 - теоретическая; 2 - практическая
Рисунок 0. 10 - Графики устьевых динамограмм
Размеры и форма реальной динамограммы определяются длиной хода полированного штока и действующих на него усилий, которые, в свою очередь, зависят от глубины спуска и диаметра насоса, частоты качаний и от характера нарушений в подземном оборудовании или гидростатической нагрузки на плунжер.
Можно сформулировать следующие характерные признаки практической динамограммы, которые в сумме дают право на заключение о нормальной работе насоса:
Линии восприятия (рисунок 1.10, линия АB) и снятия (рисунок 1.10, линия CD) нагрузки практически могут быть приняты за прямые;
Линии восприятия и снятия нагрузки у практической динамограммы параллельны соответствующим линиям теоретической динамограммы, и, следовательно, параллельны друг другу;
Левый нижний и правый верхний углы динамограммы острые.
Вывод: с помощью динамометрирования, которое является самым простым, доступным, а, следовательно, и самым распространенным методом промыслового исследования и оперативного контроля за работой СШНУ, решаются следующие задачи:
1) определяются отдельные параметры пласта и скважин, и проверяется режим работы насосной установки: подача насоса, коэффициент продуктивности, коэффициенты наполнения и подачи насоса, давление на приеме насоса, величина деформации труб и штанг;
2) проверяется исправность работы ШГН и выявляются механические неисправности отдельных узлов подземного оборудования: негерметичность всасывающего и нагнетательного клапанов насоса, прихват плунжера, обрыв штанг, неправильность монтажа насоса, негерметичность труб и т.д.
1. Виды ШГН, описание, расшифровка типоразмеров, особенности исполнения, технические характеристики, определение производительности УШГН. Насосы глубинные штанговые (в дальнейшем – насосы) представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижным цилиндром и металлическим плунжером. Предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, имеющей следующие показатели: температуру – не более 130 0 С, обводненность – не более 99% по объему, вязкость – не более 0,3 Па*с, минерализацию воды – до 10 г/л, содержание механических примесей – до 1,3 г/л, объемное содержание свободного газа на приеме насоса – не более 10%, сероводорода – не более 200мг/л и концентрацию ионов водорода – рН = 4 – 8. Существуют отдельные виды насосов, изготавливаемых на заказ, с параметрами эксплуатации выше типовых, например, насосы с хромированным внутренним покрытием цилиндра.
Согласно ТУ 26-16-06-86 изготавливают штанговые насосы следующих типов:
НВ1 – вставные с замком наверху,
НВ2 – вставные с замком внизу,
НН – невставные (трубные) со сбивным клапаном,
НН2 – невставные с ловителем.
НВ1Б-32-30-15-2 – это насос глубинный штанговый с характеристиками:
Вставной с замком наверху,
Цельный толстостенный цилиндр,
Условный диаметр плунжера – 32мм,
Ход плунжера – 3000м,
Группа посадки – 2.
2. Основные причины отказов УШГН.
Обрыв штанг
Утечки через неплотностивмуфтовыхсоединениях НКТ,которые все время подвергаются переменным нагрузкам
- уменьшение полезного хода плунжерапо сравнению сходом точки подвесаштангза счет упругих деформаций
насосных штангитруб
Утечки между цилиндром иплунжером,которые зависят от степени износа насоса иналичия абразивных
примесей воткачиваемойжидкости
Утечки вклапанах насоса из-за их немгновенногозакрытия иоткрытия и, главным образом, из-за их износа и
коррозии
-большое содержание песка воткачиваемойжидкости(песок, попадая вглубинный насос, приводит к износу
пары трения «цилиндр -плунжер»,клапанов, авряде случаев вызывает заклиниваниеплунжеравцилиндре и
обрыв штанг.Кроме того, чрезмерное количество песка впродукции приводит косаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок иснижению продуктивности. Применяются различные фильтры,
привинчиваемые кприемному клапану насоса., песочные якоря. Впесочном якоре жидкость изменяет направление движения на 180", песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря.
При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование вякоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка.
Отложения солей на вузлах насоса ивНКТ;
Асфальтено-смоло-парафиновыеотложения вНКТина насосных штангах;
Сильное искривление скважин
Коррозия нефтепромыслового оборудования.
Высоко вязкие и высоко парафинистые нефти
АБР — аэрированный буровой раствор.
АВПД — аномально высокое пластовое давление.
АНПД — аномально низкое пластовое давление.
АКЦ — акустический цементомер.
АТЦ — автотранспортный цех.
БГС — быстрогустеющая смесь.
БКЗ — боковое каротажное зондирование.
БКПС — блочные кустовые насосные станции.
БСВ — буровые сточные воды.
БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)
БУ — буровая установка.
ВГК — водогазовый контакт.
ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.
ВЗД — винтовой забойный двигатель.
ВКР — высококальциевый раствор.
ВКГ — внутренний контур газоносности.
ВНКГ — внешний контур газоносности.
ВКН — внутренний контур нефтеносности.
ВНКН — внешний контур нефтеносности.
ВМЦ — вышкомонтажный цех.
ВНК — водонефтяной контакт.
ВПВ — влияние пневмовзрыва.
ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.
ВРП — водораспределительный пункт.
ГГК — гамма-гамма-каротаж.
ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.
ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.
ГЖС — газожидкостная смесь.
ГИВ — гидравлический индикатор веса.
ГИС — геофизическое исследование скважин.
ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.
ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.
ГК — гамма-каротаж.
ГКО — глинокислотная обработка.
ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).
ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.
ГПП — гидропескоструйная перфорация.
ГПЖ — газопромывочная жидкость.
ГПЗ — газоперерабатывающий завод.
ГПС — головная перекачивающая станция.
ГРП — гидравлический разрыв пласта.
ГСМ — горюче-смазочные материалы.
ГСП — групповой сборный пункт.
ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.
ГТН — геолого-технологический наряд.
ГТУ — геолого-технологические условия.
ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.
ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).
ДУ — допустимый уровень.
ЕСГ — единая система газоснабжения.
ЖБР — железобетонный резервуар.
ЗСО — зона санитарной охраны.
ЗЦН — забойный центробежный насос.
КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.
КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.
КИН — коэффициент извлечения нефти.
КИП — контрольно-измерительные приборы.
КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.
КНС — кустовая насосная станция.
К — капитальный ремонт.
КО — кислотная обработка.
КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.
КРС — . Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.
КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.
КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.
ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.
ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.
ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.
МГР — малоглинистые растворы.
ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.
МНП — магистральный нефтепровод.
МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.
МРП — межремонтный период.
МРС — механизм расстановки свечей.
МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.
НБ — насос буровой.
НБТ — насос буровой трехпоршневой.
НГДУ — нефтегазодобывающее управление.
НГК — нейтронный гамма-каротаж.
НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.
НПП — нефтепродуктопровод.
НПС — нефтеперекачивающая станция.
ОА — очистительные агенты.
ОБР — обработанный буровой раствор.
ОГМ — отдел главного механика.
ОГЭ — отдел главного энергетика.
ООС — охрана окружающей среды.
ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.
ОТ — обработка призабойной зоны.
ОТБ — отдел техники безопасности.
ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).
ОПС — отстойник предварительного сброса.
ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).
ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.
ПАВ — поверхностно-активное вещество.
ПАА — полиакриламид.
ПАВ — поверхностно-активные вещества.
ПБР — полимер-бентонитовые растворы.
ПДВ — предельно-допустимый выброс.
ПДК — предельно-допустимая концентрация.
ПДС — предельно-допустимый сброс.
ПЖ — промывочная жидкость.
ПЗП — призабойная зона пласта.
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.
ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.
ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.
ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.
ППС — промежуточная перекачивающая станция.
ППУ — паропередвижная установка.
ПРИ — породоразрушающий инструмент.
ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.
ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.
ПСД — проектно-сметная документация.
РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.
РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.
РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.
РИР — ремонтно-изоляционные работы.
РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.
РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.
РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.
РТБ — реактивно-турбинное бурение.
РЦ — ремонтный цикл.
СБТ — стальные бурильные трубы.
СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.
СГ — смесь гудронов.
СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.
Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.
СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.
СНС — статическое напряжение сдвига.
СПГ — сжиженный природный газ.
СПО — спуско-подъемные операции.
ССБ — сульфит-спиртовая барда.
ССК — снаряд со съемным керноприемником.
Т — текущий ремонт.
ТБО — твердые бытовые отходы.
ТГХВ — термогазохимическое воздействие.
ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.
ТК — тампонажная композиция.
ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.
ТО — техническое обслуживание.
ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН) .
ТП — технологический процесс.
ТРС — текущий ремонт скважины.
ТЭП — технико-экономические показатели.
ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.
УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.
УБР — управление буровых работ.
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.
УКБ — установка колонкового бурения.
УКПН — установка комплексной подготовки нефти.
УСП — участковый сборный пункт.
УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.
УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.
УЩР — углещелочной реагент.
УПГ — установка подготовки газа.
УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.
УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.
УТТ — управление технологического транспорта.
УШГН — установка штангового глубинного насоса.
УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.
ХКР — хлоркальциевый раствор.
ЦА — цементировочный агрегат.
ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.
ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.
ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.
ЦКС — цех крепления скважин.
ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.
ЦППД — цех поддержания пластового давления.
ЦС — циркуляционная система.
ЦСП — центральный сборный пункт.
ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.
ШПМ — шинно-пневматическая муфта.
ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.
ЭГУ — электрогидравлический удар.
ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.
ЭХЗ — электрохимическая защита.
ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.