Информационный проект для работников нефтяной и газовой промышленности и студентов нефтегазовых учебных заведений. Как читать динамограммы Шгн состоит из

Общие сведения

Наиболее распространенный способ добычи нефти - применение штанговых скважинных насосных установок (Рис.1). Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).

Оборудование ШСНУ включает:

Наземное оборудование.

Фонтанная арматура.

Обвязка устья скважины.

Станок-качалка.

Подземное оборудование.

Насосно-компрессорные трубы.

Насосные штанги.

Штанговый скважинный насос.

Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН (табл.19).

Таблица 19

Станок-качалка	Число ходов балансира в мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД4-2,1-1400
СКД6-2,5-2800
СКД8-3,0-4000
СКД10-3,5-5600
СКД12-3,0-5600

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Р max на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М кр max на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10 -2 кН·м).

Станок-качалка (рис.20) является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Таблица 20

Станок-качалка	Длина устьевого штока, м	Число качаний балансира, мин	Мощность электро-двигателя, кВт	Масса, кг
СКС8-3,0-4000
ПНШ 60-2,1-25

Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Рама выполнена из профилированного проката в виде двух полозьев, соединенных между собой поперечинами. На раме крепятся все основные узлы СК.

Стойка выполнена из профилированного проката четырехногой конструкции с поперечными связями.

Балансир состоит из дуговой головки (10) и тела балансира (13) одноблочной конструкции.

Опора балансира создает шарнирное соединение балансира с траверсой и шатунами.

Траверса предназначена для соединения балансира с двумя параллельно работающими шатунами.

Шатун представляет стальную трубную заготовку, которая с одного конца прижимается к пальцу, а с другого - шарнирно к траверсе.

Кривошип преобразует вращательное движение ведомого вала редуктора в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор - двухступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей.

Тормоз (22) выполнен в виде двух колодок, крепящихся к редуктору.

Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных шкивов.

Электродвигатель - асинхронный, трехфазный с повышенным пусковым моментом, короткозамкнутый, в закрытом исполнении.

Поворотная салазка (23) под электродвигатель служит для быстрой смены и натяжения клиновидных ремней.

Подвеска устьевого штока предназначена для соединения устьевого штока (7) с СК. Она состоит из канатной подвески (12) и верхних и нижних траверс (9).

Для герметизации устьевого штока фонтанная арматура оборудуется сальниковым устройством. Устьевой шток соединяется с помощью колонны штанг с плунжером глубинного штангового насоса.

Скважинные штанговые насосы (ОСТ 26-26-06-86) являются надежным и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных скважин, широко применяемых для отбора пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).

Показатели для нормальной работы штанговых насосов:

· температура перекачиваемой жидкости - не более 130 С

· обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%

· вязкость жидкости - не более 0,025 Па_с

· минерализация воды - до 10 мг/л

· максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л

· концентрация сероводорода - не более 50 мг/л

· водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8

Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.

Скважинные штанговые насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами.

· Детали насоса изготовлены из высоколегированных и специальных сталей и сплавов;

· Цилиндр насоса толстостенный с хромированным покрытием и азотированием 70 HRC, длина цилиндра 4200мм;

· Плунжер из углеродистой стали с хромированным покрытием и азотированием 67-71 HRC наружной поверхности;

· Непрямолинейность насоса 0,08мм на длине 1000мм;

· Шероховатость поверхности цилиндра и плунжера 0,2мкм;

· Клапанные пары из материала типа стеллит или карбид вольфрама;

· На нижней (внешней) стороне насоса нарезана трубная резьба для подвешивания «хвостовика» или дополнительного оборудования (фильтра, ГПЯ и т.п.)

· В верхней части насоса (не вставного) вкручивается патрубок длиной 0,5м с муфтой для работы с ключами и элеватором при спуске его в скважину.

ШГН выпускаются двух типов:

· Вставные

НВ1 - насос скважинный вставной с цельным цилиндром и верхней замковой опорой.

· Невставные (трубные)

НН2Б - насос скважинный не вставной с цельным цилиндром и сливным клапаном.

В настоящее время в основном применяются

· невставные насосы типа НН-2Б с условным размером (диаметром плунжера) 32, 44, 57и 68мм, а также

· вставные насосы НВ1Б -28, НВ1Б - 32, НВ1Б - 44 и НВ1Б - 57мм с верхней замковой опорой.

В условное обозначение входят:

тип насоса;

исполнение по цилиндру;

условный размер (диаметр плунжера) насоса;

ход плунжера в мм уменьшенный в 100 раз;

напор насоса в м уменьшенный в 100 раз;

группа посадки;

исполнение по стойкости к среде;

конструктивные особенности;

Примеры условных обозначений насоса:

НВ1БП - 44-18-12-2-И ОСТ26-16-06-86 - насос вставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный), для эксплуатации с повышенным содержанием песка (более 1,3 г/л.), условным размером (диаметром) 44 мм, ходом плунжера 1800мм, напором 1200м, 2 группы посадки и износостойкий к агрессивной среде - И.

1 - замок; 2 - шток; 3 - упор; 4 - контргайка; 5 - клетка плунжера; 6 - цилиндр; 7 - плунжер; 8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан

НН2Б-57-30-12-1 ОСТ 26-16-06-86 - насос не вставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный), условным размером (диаметром) 57мм, ходом плунжера 3000мм, напором 1200м, 1 группы посадки, нормального исполнения по стойкости к откачиваемой среде.

1 - цилиндр; 2 - шток; 3 - клетка плунжера; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 - шток ловителя; 7 - всасывающий клапан; 8 - седло конуса;

Штанговые насосы по ОСТ 26-16-06-86 соответствует СТ - СЭВ 4355-83, ГОСТ 6444-86.

Таблица №21.

Исполнение насоса	Условные размеры (мм)	Резьба штанг (мм)	Длина хода плунжера (мм)
	44/28,57/32,70/44

Тип насосов:

НВ1 - вставные с замком наверху

НВ2 - вставные с замком внизу

НН - невставные без ловителя

НН1 - невставные с захватным штоком

НН2 - невставные с ловителем

Б - цилиндр насоса безвтулочный

С - цилиндр насоса с втулками

Классификация насосов по конструктивным особенностям - области применения.

Т - с полым (трубчатым) штоком, обеспечивающим подъем жидкости по каналу колонны полых штанг

А - с сцепляющим устройством (автосцепом) (только для НН) обеспечивающим сцеплением колонны штанг с плунжером насоса.

Д1 - одноступенчатые, двухплунжерные - обеспечивающие создание гидравлического тяжелого низа.

Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные - обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости

У - с разгруженным цилиндром (только для НН2) обеспечивающим снятие с цилиндра циклической нагрузки при работе.

В собранном насосе, плунжер смазанный веретенным маслом, должен плавно и без заеданий перемещаться по всей длине цилиндра в зависимости от группы посадки, указанной в таблице №22.

Усилие перемещения плунжера в цилиндре насоса (максимальное)

Таблица №22.

Посадка плунжера в цилиндре насоса характеризуется предельными величинами зазоров (на диаметр) между плунжером и цилиндром. В зависимости от предельных величин зазоров насосы выпускаются следующих групп посадки:

«0» группа - до 0,045мм.

«1» группа - от 0,020 до 0,070мм

«2» группа - от 0,070 до 0,120мм

«3» группа - от 0,120 до 0,170мм

Группы посадки плунжера в цилиндре насоса по стандарту АРI (Американский нефтяной институт).

Таблица №23.

Группа посадки	Диапазон зазора (мм).

Входной контроль штанговых насосов

При поступлении ШГН в НГДУ насосы проходят входной контроль. Входной контроль осуществляет служба главного механика.

Проверка качества и комплектности

· Проверка качества и комплектности проводится в цехе по ремонту ШГН после передачи их от НГДУ в ООО «Нефтепромремонт» согласно акту передачи.

· Проверка качества и комплектности насосов проводится компетентными специалистами ООО «НПР», при необходимости в присутствии представителя НГДУ (владельца ШГН) и представителя завода изготовителя (при обнаружении серьезных дефектов) с составлением соответствующего двухстороннего акта.

· Допускается осуществлять приемку насосов по качеству в одностороннем порядке при согласии на это завода-изготовителя.

· В день окончания приемки насосов составляется акт, который подписывается всеми лицами участвовавшими в проверке качества. К акту прилагается копия накладной. Акт утверждается главным инженером ООО «НПР».

· При контроле качества ШГН на внешние дефекты сверяется номер, указанный в паспорте с фактическим, выбитым на переводнике втулочного цилиндра и на расточке цельного - безвтулочного цилиндра. В случае отсутствия заводского паспорта фиксируется фактический номер насоса.

Насосы бракуются в следующих случаях:

· в случае не прохождения плунжера в цилиндр (для не вставных насосов), соединенного с патрубком из НКТ длиной не менее 1200мм;

· в случае несовпадения номера плунжера и его размера, указанного в паспорте с фактическим, при несовпадении номера, но совпадении размера плунжера в эксплуатационный паспорт вносятся фактические данные;

· при нарушении целостности покрытия хромировки (отслоения, риски, трещины и.п.);

· при обнаружении в насосе хотя бы одной детали бывшей в эксплуатации;

· при обнаружении искривления или погнутости цилиндра насоса;

· при обнаружении следов грубой обработки поверхностей цилиндра и плунжера после хромирования;

· Перед отправкой ШГН на скважину внешним осмотром поверяют основные узлы насоса и плавность хода плунжера в цилиндре.

· При наличии заклинки, рывков, стуков или невозможности прохождения плунжера по всей длине цилиндра насос бракуется.

· Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние опорного конуса, качество сборки, крепление резьбовых соединений и качество посадочной поверхности замковой опоры. Плунжер вставного насоса извлекают для ревизии после отвинчивания упорного ниппеля.

· Герметичность цилиндра в сборе со всасывающим клапаном и плунжера с нагнетательным клапаном, для вставных насосов в сборе с замковой опорой, проверяется опрессовкой веретенным маслом при температуре 20 С на давление Р=150атм.

· После проверки комплектности и качества ШГН, в ООО «НПР» выписывается эксплуатационный паспорт насоса, куда заносятся данные о дате проверки, результатах опрессовки и комплектации.

Транспортировка ШГН на скважину

· На скважину штанговые насосы доставляются на промысловом самопогрузчике ПС-0,5, снабженном поворотным гидрокраном грузоподъемностью 5 тн или на любом другом транспортном средстве, обеспечивающем погрузку-разгрузку и транспортировку штанговых насосов без их изгиба. Чтобы предохранить насосы от засорения в концевые муфты необходимо устанавливать специальные резьбовые пробки (колпачки), у вставных насосов должна быть защищена от повреждений замковая опора.

· При транспортировке, ШГН устанавливаются на платформе транспортного средства в наклонном положении, закрепляются от возможного перемещения специальными хомутами с винтовыми зажимами.

· На скважине насос выгружается с применением универсальных стропов и захватов при помощи крана и укладывается на чистое горизонтальное место на 3-4 деревянных прокладки или на мостки. Скатывать насос с платформы на землю, укладывать его на трубы, штанги, устьевую арматуру или устанавливать в наклонном положении категорически запрещается.

· Поднятые из скважины насосы доставляются в ООО «НПР» также на транспортных средствах предназначенных для перевозки ШГН с жестким закреплением. Разборка насоса на скважине запрещается.

Организация работ при ремонте скважин оборудованных УШГН

Скважины оборудованные УШГН предаются в ремонт по заключению технологической службы нефтепромысла и на основании мероприятий о необходимости проведения подземного ремонта.

Основанием для подъема УШГН является снижение или прекращение подачи. Причина неисправности должна быть определена предварительно по данным динамограммы снятой перед подъемом и отмечена в эксплуатационном паспорте за подписью технолога нефтепромысла.

В графе причина отказа не допускается общая запись «нет подачи». Окончательное решение по смене ШГН принимает технолог ЦДНГ и отметкой в эксплуатационном паспорте. Бригада ПРС становится на скважину для подъема ШГН при наличии полностью заполненного эксплуатационного паспорта.

Необходимый порядок и объем работ на скважинах оборудованных УШГН формируется при составлении план-графика движения бригад подземного ремонта скважин НГДУ, на котором присутствуют представители служб и цехов НГДУ (ЦИТС, ПТО, ЦДНГ, ЦНИПР, ЦПРС).

План-график движения бригад ПРС (КРС) утверждается главным инженером НГДУ.

Для скважин из часторемонтируемого фонда (3 и более отказов УШГН за скользящий год) составляется отдельный план работ, который согласовывается нефтепромыслом, ЦПРС, ЛТТНД и при рассмотрении план-графика эти скважины включаются в движение бригад.

Объем работ определяется на основании

· изучения режима эксплуатации отказавшей УШГН,

· причин отказов предыдущих установок,

· характеристики скважин,

· вида работ (смена УШГН, ввод после бурения, перевод на ШГН)

· шаблонирование эксплуатационной колонны (при наличии затяжек, посадок в процессе СПО оборудования УШГН), спускать шаблон рекомендуется до глубины на 150м выше интервала перфорации, диаметр шаблона 120мм и длина 9м;

· скреперование эксплуатационной колонны (при затяжках и не прохождении шаблона при СПО, гидравлическим или механическим скрепером до глубины спуска шаблона, с последующей промывкой ствола скважины (проводится не реже одного раза в три года или при вводе из бездействия - более 3х лет;

Определение текущего забоя скважины производится по заявке нефтепромысла:

· после очистки забоя желонкой, промывки;

· после аварии, «полетов» УШГН на забой скважины;

· при частых отказах УШГН связанных с попаданием в насос песка, мехпримесей, АСПО;

· после работ по освоению пласта или работ по очистке призабойной зоны пласта;

Очистка забоя, промывка скважины:

· после проведения соляно-кислотных обработок, других обработок призабойной зоны;

· по результатам измерения текущего забоя скважины;

Технология ремонта скважин оборудованных УШГН

· Ремонт скважин оборудованных ШГН производят специализированные ремонтные бригады согласно плану работ и в соответствии с Правилами ведения ремонтных работ и других нормативных актов.

· Перед глушением скважины производится замер статического уровня Н ст и пластового давления Р пл. По результатам замера нефтепромысел принимает решение о глушении или ремонте без глушения (в соответствии с перечнем скважин согласованных с УЗСО ГГТН).

· Глушение скважин производится согласно действующей в ОАО «Томскнефть» ВНК инструкции по глушению скважин оборудованных УШГН.

Нефтепромысел несет ответственность за достоверность информации о подготовленности скважины к глушению.

· Результаты глушения оформляются актом с указанием типа жидкости глушения, ее объема, плотности, давления и циклов при глушении. Акт подписывается мастером по глушению, передается в бригаду ПРС и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.

· Бригада приступает к ремонту скважины только при наличии плана работ (наряд-заказа), утвержденного и согласованного ЦДНГ и ЦПРС, а также полностью заполненного эксплуатационного паспорта на УШГН. Ответственным за качество заполнения паспорта является технолог нефтепромысла.

Перед ремонтом скважины необходимо провести следующие подготовительные работы:

§ закрепить специальным зажимом полированный шток;

§ демонтировать канатную подвеску;

§ откинуть головку балансира.

После проведения ремонтных работ на скважине бригада ТРС в присутствии представителя ЦДНГ должна вызвать подачу и опрессовать НКТ насосом с составлением акта о приемке скважины из ремонта. При герметичности НКТ и стабильной работе насоса станок - качалка запускается в работу.

§ Мастер бригады ПРС (КРС) заполняет эксплуатационный паспорт ШГН с указанием всех параметров компоновки спущенного подземного оборудования (диаметр НКТ, штанг и количество, наличие и количество центраторов, фильтра, ГПЯ и т.п.)

Акт о сдаче скважины из ремонта подписывается после 72 часов безотказной работы ШГН представителем нефтепромысла. Основанием для подписания акта о сдаче скважины из ремонта является замер дебита скважины и динамограмма, снятая после запуска скважины. К акту на ремонт скважины прилагается эксплуатационный паспорт ШГН, который должен хранится вместе с актом, и при последующем ремонте передаваться ЦПРС с заполнением данных о работе насоса.

Запуск скважин оборудованных УШГН

За 2 часа до запуска скважины, бригадой ТРС подтверждается заявка на вызов представителя нефтепромысла. Заявка передается диспетчеру или технологу нефтепромысла.

Прием скважин оборудованных УШГН из ремонта осуществляется круглосуточно. В первую смену мастером ЦПРС (КРС) и мастером нефтепромысла (или лицами их замещающими), во вторую смену старшим оператором ПРС и старшим оператором нефтепромысла.

Перед запуском скважины с УШГН проверить исправность наземного оборудования:

o на устьевой арматуре - обратный клапан и задвижки, патрубок эхолотирования со свободным доступом к нему, пробоотборный кран на выкидной линии и др.;

o работоспособность групповой замерной установки «Спутник»;

o герметичность насосно-компрессорных труб и СУСГ;

Запуск и вывод скважины на режим оборудованной УШГН осуществляется оператором по добыче нефти и газа.

Оператор по добыче нефти выполняет все необходимые операции с устьевой арматурой, коллектором, АГЗУ «Спутник», обеспечивает контроль за величиной подачи из скважины и передачу данных диспетчеру (технологу) нефтепромыслу.

Контроль за изменением уровня жидкости в затрубном пространстве и динамометрирование скважин производит оператор по исследованию или оператор добычи нефти (не реже одного раза в сутки замер Ндин, Рз, и динамометрирование).

Ответственность за вывод скважин на режим, своевременное отключение насосной установки при нештатных режимах, либо запуск при неготовности оборудования (неисправность АГЗУ «Спутник», негерметичность задвижек, обратного клапана на затрубье и др.) несет технологическая служба нефтепромысла и мастер бригады добычи. Решение о способе вывода на режим или остановке насоса для устранения выявленных неполадок принимает ведущий технолог нефтепромысла.

· Перед опрессовкой скважины определить подачу, собрать устьевой сальник (СУСГ) с полированным штоком, на манифольдную линию установить манометр (шкала не более 100 атм.).

· Возвратно-поступательным качанием штанг при помощи подъемного агрегата поднять давление на манифольдной линии по манометру - 30атм.

· Проследить падение давления на манометре при открытой затрубной задвижке.

УШГН считается годной к эксплуатации, если при опрессовке насос поднимает давление до 30 атм. и при остановке качания падение давления не превышает 5 атм. за 15 минут. При этом в нижнем сальнике и соединениях фонтанной арматуры пропусков газа и жидкости не должно быть.

· После опрессовки полированный шток соединяется с подвесной траверсой и станок - качалка запускается в работу.

· В течение 2х часов после запуска, оператору по исследованию или оператору д/н необходимо замерить дебит скважины, уровень жидкости в затрубном пространстве и произвести динамометрирование. В случае низкой (высокой) посадки плунжера, удара верхней муфты штанг о СУСГ, бригада ПРС производит повторную подгонку посадки плунжера.

· Все документы по скважине подписываются мастером и технологом нефтепромысла после 72 часа безотказной работы подземного оборудования, при условии, что все замечания нефтепромысла, указанные при приемке скважины из ремонта, устранены.

При приемке скважины из ремонта к оборудованию ШСНУ и территории скважины предъявляются следующие требования:

При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не более 200 мм.

Фланцевые соединения фонтанной арматуры и обвязки устья скважин должны быть герметичными и иметь полный комплект крепежа.

Устье скважины и территория скважины и оборудование ШГН должны быть очищены от замазученности, а территория куста скважин очищена от труб, штанг и оборудования, используемого при ремонте скважины.

Вывод скважин оборудованных УШГН на режим

Целью операции по выводу скважины с УШГН на режим является обеспечение работоспособности насоса в начальный период ввода скважины в эксплуатацию после ремонта.

Перед запуском скважины оборудованной УШГН

· проверить готовность наземного оборудования,

· замерить статический уровень и

· запустить установку.

В эксплуатационном паспорте отметить время появления подачи.

Замерить подачу скважины (Qж) с помощью АГЗУ «Спутник», сопоставить ее с теоретической производительностью спущенного насоса; затем снимается динамограмма и отбирается проба жидкости.

В начальный период после запуска УШГН осуществляется регулярный контроль за величиной подачи и темпом снижения динамического уровня. Не допускается откачка уровня ниже, чем 200м над приемом насоса.

При выводе скважины на режим периодичность замеров Н дин. и Q ж должна определяться технологической службой для каждой скважины индивидуально.

Величина динамического уровня в скважине и работоспособность УШГН определяется с помощью эхолота и динамографа.

В зимнее время, в случаях длительной остановки скважины на приток должны быть предусмотрены меры от замораживания коллектора.

Время вывода на режим определяется для каждой скважины индивидуально.

Скважина считается выведенной на режим, если результаты 3х измерений динамического уровня выполненные с интервалом не менее 1 часа близки по значению при постоянной производительности.

Исполнителю работ по выводу на режим скважины с УШГН (оператору добычи или оператору по исследованию) ежесменно передавать информацию диспетчеру нефтепромысла.

После вывода на режим скважины с УШГН через 1 сутки выполнить

· замер динамического уровня Н дин.,

· производительность скважины Q ж,

· отбор проб жидкости на обводненность продукции и на содержание мех. примесей,

· снять динамограмму.

Заполнить соответствующие графы эксплуатационного паспорта на УШГН по выводу ее на режим при необходимости с приложением подтверждающих документов (динамограммы, результатами замеров и пр.).

Эксплуатация скважин с УШГН

· После вывода скважины на установившийся режим, нефтепромысел дает заявку на производство работ по доуравновешиванию станка-качалки.

· В течение двух суток с момента запуска УШГН, нефтепромысел осуществляет контроль за ее работой. В дальнейшем контроль за работой скважины производится динамометрированием, замерами дебита жидкости, устьевых давлений и динамического уровня.

· В течение первых двух недель работы УШГН, нефтепромысел проводит комплекс исследований на скважине с целью определения оптимального режима работы спущенного насоса.

· Любое изменение режимов работы скважины оборудованной УШГН должно быть обосновано расчетами. Ответственным за своевременное проведение расчетов и систематическое внесение изменений режима работы УШГН является технолог нефтепромысла.

Постоянно действующая комиссия по расследованию преждевременных отказов УШГН производит расследования причин отказов насосов с наработкой до 100 суток.

Периодичность контроля за работой скважин с УШГН

Таблица №24

Контролируемый параметр	Метод контроля	Периодичность контроля
1. Нагрузки на штанги и подача	Динамометрирование	После запуска скв.и выводе на режим При изменении режима работы Перед ПРС Текущий контроль не менее 2 раз в месяц.
Замер дебита жидкости с одно- временной отбивкой уровня.	По счетчикам АГЗУ и волномерам.	После запуска и вывода на режим скв. При изменении режима работы. Перед ПРС.
Отбор проб жидкости на обводненность (%)	После вывода скв. на режим. При изменении режима работы. Текущий контроль не менее 1 раза в месяц.
4. Отбор проб на КВЧ	После запуска и вывода скв.на режим. 4.2. Текущий контроль не менее 1 раза в месяц.

Данные эксплуатации должны своевременно заноситься в эксплуатационный паспорт УШГН, ответственным за заполнение паспорта является технолог нефтепромысла.

Бóльшая часть добывающего фонда скважин нефтедобывающих предприятий оборудуется штанговыми насосными установками. Контроль работы штанговых насосов осуществляется, как известно, посредством динамометрирования. То есть посредством снятия диаграммы изменения нагрузки на устьевой шток при его ходе вверх-вниз.

Навык чтения динамограмм, умение их правильно интерпретировать необходимо как специалистам технологической службы нефтедобывающего предприятия, так и специалистам геологической службы.

Инженерам-технологам динамограммы помогают в принятии решений о необходимости текущего ремонта скважины (ТРС) или, например, о необходимости горячей обработки скважины для удаления отложений парафина без привлечения бригады ТРС.

Специалистам геологической службы навык чтения динамограмм необходим как самый первый этап в анализе причин снижения дебита добывающей скважины. Если динамограмма «рабочая», значит дело не в насосе. Значит можно переходить к поиску «геологических» причин снижения дебита.

Теоретическая динамограмма

Прежде чем перейти к разбору реальных динамограмм необходимо разобраться с теоретической динамограммой.

Как известно, динамограмма – это диаграмма изменения нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода. Теоретическая динамограмма – это такая идеализированная динамограмма, которая не учитывает силы трения, инерционные и динамические эффекты, возникающие в реальных условиях. Из-за таких эффектов прямые линии теоретической динамограммы превращаются в волнообразные, характерные для реальной. Также в теоретической динамограмме предполагается полной заполнение цилиндра штангового насоса, то есть коэффициент подачи насоса равен 1, чего в реальных условиях никогда не бывает (коэффициент подачи насоса обычно меньше единицы).

Теоретическая динамограмма имеет форму параллелограмма (рисунок 1).

Рисунок 1. Динамограмма теоретическая

Рисунок 2. Схема ШГН

Точка А на динамограмме - это крайнее нижнее положение плунжера насоса. Отрезок AB - ход вверх полированного штока. При этом происходит деформация (растяжение) штанг, но плунжер насоса все еще находится в крайнем нижнем положении. Отрезок BC - ход вверх полированного штока и плунжера насоса.

Точка C - крайнее верхнее положение плунжера насоса. Отрезок CD - ход вниз полированного штока. При этом происходит деформация (сжатие) штанг, но плунжер насоса все еще находится в крайнем верхнем положении. Отрезок DA - ход вниз полированного штока и плунжера насоса

В общем-то ничего сложного. Левая часть динамограммы характеризует работу насоса при нахождении плунжера в нижнем положении и соответственно работу всасывающего клапана насоса. Правая часть динамограммы - работу насоса при нахождении плунжера в верхнем положении и соответственно работу выкидного клапана насоса.

Имея на руках динамограмму работы насоса можно рассчитать дебит жидкости скважины. Динамограф, которым и снимают динамограммы, выдает в том числе и информацию о числе качаний (в минуту) станка-качалки и длине хода плунжера. Зная, какой насос спущен в скважину, рассчитать дебит не составляет труда. Формула для расчета теоретического дебита жидкости:

Q т = 1440 · π /4 · D² · L · N

где
Q т – дебит жидкости (теоретический), м 3 /сут
D – диаметр плунжера, м
L – длина хода, м
N – число качаний, кач./мин.

Длину хода и число качаний, как я уже сказал, нам выдает динамограф вместе с динамограммой. Диаметр плунжера обычно указан в названии насоса. Например, у насоса НГН-2-44 диаметр плунжера 44 мм, у НГН-2-57 соответственно 57 мм.

Для того чтобы получить фактический дебит жидкости скважины, необходимо полученный по формуле результат умножить на коэффициент подачи насоса (η ), который как мы уже знаем всегда меньше единицы.

Примеры реальных динамограмм

Фактические динамограммы имеют огромное количество форм и разновидностей. Все их здесь рассмотреть не получится, приведу только несколько характерных примеров:

Влияние газа, неполное заполнение плунжера

Не работают оба клапана

Обрыв или отворот штанг

Выход плунжера из цилиндра насоса

Отложения парафина

Прежде чем закончить статью рассмотрим еще один вопрос:

Как часто снимают динамограммы?

Политика различных нефтедобывающих компаний в отношении частоты снятия динамограмм может отличаться. Но, как правило, динамограммы снимают 1 раз месяц на обычном, ничем не осложненном фонде скважин.

При необходимости динамограммы снимают чаще (например, раз в неделю) на фонде скважин осложненных частыми отложениями парафина. Также динамограммы снимают при наличии соответствующих показаний (как говорят медицинские работники). Например, при снижении дебита жидкости скважины, при повышении динамического уровня, после изменения параметров работы штангового насоса (длина хода, число качаний) и других.

Если на скважине проводились геолого-технические мероприятия (ГТМ), то после запуска скважины до выхода ее на режим динамограммы снимаются, как правило, ежедневно. То же самое можно сказать и о новых скважинах запущенных из бурения.

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

Цилиндр невставного (трубно­го) скважинного насоса (см. рис.2) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с под­вешенным к нему всасывающим кла­паном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ пример­но на 6 мм. Применение НСН целе­сообразно в скважинах с большим де­битом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным перио­дом. Для смены насоса (цилиндра) не­обходимо извлекать штанги и трубы.

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

Конструктивно скважинные насосы состоят из цилиндра с всасывающим клапаном, на­винченным на нижний конец.

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».

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

• обладают высоким коэффициентом полезного действия;
• проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;
• для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;
• установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся:

• ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);
• малая подача насоса;
• ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)

Глубинный штанговый насос в простейшем виде (см. рисунок справа) 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 выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

Штанговый насос относится к объемному типу насоса, работа которого обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующий орган (колонну штанг). Самая верхняя штанга называется полированным штоком , она проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески.

Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, 6алансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотной салазке.

Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН) .

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Если коротко, то внутри происходят два основных процесса:
отделение газа от жидкости - попадание газа в насос может нарушить его работу. Для этого используются газосепараторы (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Кроме того, для нормальной работы насоса необходимо отфильтровывать песок и твердые примеси, которые содержатся в жидкости.
подъем жидкости на поверхность - насос состоит из множества крыльчаток или рабочих колес, которые, вращаясь, придают ускорение жидкости.

Как я уже писал, электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

В сборе УЭЦН выглядит вот так:

После того, как жидкость поднята на поверхность, ее необходимо подготовить для передачи в трубопровод. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Вначале нефть попадает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).

Все данные по добыче - суточный дебит, давления и прочее фиксируются операторами в культбудке. Потом эти данные анализируются и учитываются при выборе режима добычи.
Кстати, читатели, кто-нибудь знает почему культбудка так называется?

Далее частично отделенная от воды и примесей нефть отправляется на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) для окончательного очищения и поставки в магистральный трубопровод. Однако, в нашем случае, нефть вначале проходит на дожимную насосную станцию (ДНС).

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УКПН недостаточно.
Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ - под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу.

УКПН представляет собой небольшой завод, где нефть претерпевает окончательную подготовку:

• Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)
• Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)
• Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)
• Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Для более эффективной подготовки нередко применяют химические, термохимические методы, а также электрообезвоживание и обессоливание.
Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод и отправляется на переработку. Но об этом мы поговорим в следующем посте:)

В предыдущих выпусках:
Как пробурить свою скважину? Основы бурения на нефть и газ за один пост -