Расчет и подбор оборудования штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ)

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Скважинная добыча нефти»

на тему:

Расчет и подбор оборудования ШСНУ

Выполнил Кузнецов Е.А.

студент гр. ГРз-09-01

Проверил Ишемгужин Е.И.

Уфа - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Развитие добычи нефти штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ)

. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Орогидрография

.2 Стратиграфия

.3 Тектоника

.4 Нефтегазоносность

.5 Коллекторские свойства пород

. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1                                                                                                                      Характеристика разработки месторождения

2.2 Состояние применения ШСНУ в современных условиях

2.3 Схема ШСНУ

.4 Скважинные штанговые насосы

.5 Расчет и подбор оборудования ШСНУ

.6 Характеристика работы насосных штанг

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Развитие добычи нефти штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ)

На заре развития нефтяной промышленности технология разработки месторождений основывалась на максимальном использовании естественной пластовой энергии. Нефть при истощении энергии и прекращении фонтанирования добывалась из неглубоких скважин или колодцев с применением различных устройств типа тартальных желонок, свабов или в виде фонтанных притоков.

В дальнейшем глубины скважин постоянно возрастали, что вызывало проблемы подъема нефти на поверхность. Техническим прорывом в решении проблемы стало внедрение в США в 1923 г способа механизированной добычи нефти с применением глубинного насоса, приводимого в движение через колонну штанг, которая соединена с установленным на поверхности силовым приводом - станком-качалкой.

Справедливости ради, следует отметить, что в том же 1923 г и в СССР осуществлялась глубинно-насосная добыча нефти, правда, в несколько ограниченных размерах. На нефтяных промыслах Апшеронского полуострова действовало всего семь глубинных насосов, а на грозненских промыслах - шесть. А первые глубинные насосы конструкции русского инженера Иваницкого были испытаны в 1876 г - на 19 лет раньше, чем в США. В 1898 г глубинный насос системы инженера Соколовского прошел испытания в Грозненском нефтяном районе на скважине глубиной 310м.

Идея использования СК с глубинным насосом была настолько хороша, что уже 77 лет насосная эксплуатация по объему добычи нефти и широте применения занимает первое место в мире. 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. 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 ШСНУ специальными комплектующими изделиями, обеспечивающими надежную эксплуатацию насоса при высоком, содержании газа, примесях песка в добываемой продукции, отложениях парафина и наличии коррозионно-активных компонентов.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

.1 Орогидрография

Талинская площадь занимает западную часть Красноленинского нефтегазового участка, в составе которого имеются Ем-Еговская, Пальянов-ская, Каменная, Ингинская площади. Первая из них Каменная открыта в 1962 году, Талинская в 1972 году. Размеры площади Красноленинского нефтегазового района 100x131 км. Однако основательно границы месторождения не определены, поисково-разведочные работы продолжаются.

В административном положении Талинская площадь принадлежит Октябрьскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Она находится на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким эрозионным долино-балочным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33-206 м, на большой части площади 150-160 м, так как район тяготеет к южному окончанию тектонического приподнятого участка, который протягивается от реки Хугот до верховья реки Нягань (на И 0-120 км).

Географическая сеть представлена мелкими реками и речушками, являющимися притоками рек Хугот, Ем-Ега, Ендырь. Из них лишь Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-июль) может быть судоходна для неглубокосидящих плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению.

В устье реки Ендырь находится озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно только в период паводков в июне-июле. Большие по протяженности болота находятся восточнее и западнее от района работ и являются препятствием для транспорта.

Почвы в районе подзолисто-аллювиальные. Исходным материалом для них являются средние и легкие суглинки и палеватые лесовидные супеси, озерно-полеватые и сибаэрального происхождения. Талинская площадь принадлежит к лесной зоне, ее растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом.

Животный мир разнообразен. Водятся бурые медведи, лоси, олени, лисицы, волки, зайцы, соболь, в водоемах выдры и ондатры. Летом на озерах много водоплавающей птицы. В летнее время в тайге очень много гнуса, который затрудняет проведение работ с мая по сентябрь.

Климат района континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким холодным летом. Среднегодовая температура -1,8°С. Средняя температура самого холодного месяца января составляет -25°С.

Среднегодовое количество осадков 450-500 мм из них 70% приходится на апрель-октябрь. Среднее число дней в году со снежным покровом 180, продолжительность безморозного периода 90 дней, отопительный сезон длится 250 дней в году.

Район слабо заселен. Непосредственно на площади работ населенных пунктов нет. Ближайшим населенным пунктом является поселок лесозаготовителей Пальяново, расположенный в устье реки Ендырь на южном берегу озера Большой Сор (50 км). Другие населенные пункты находятся на реке Оби и ее притоках (Кальяново, Сосновка, Урманный) и на железной дороге Ивдель-Обь (г. Нягань).

Основными транспортными путями являются зимники. В летнее время часть грузоперевозок производится с помощью авиации и автотранспорта по строящимся дорогам.

В настоящее время осуществляется активная разработка месторождения ПО "Красноленинскнефтегаз" и его обустройство.

.2 Стратиграфия

Палеогеновые отложения залегают на меловых отложениях и имеют широкое распространение в пределах Красноленинского района.

Представлено всего три отдела: палеоценовый, эоценовый и алигоценовый. В составе палеоценовых отложений выделяется Талинская, Новомихайловская, Журавлевская свиты.

Талинская свита представлена двумя подвидами. Нижняя подсвита представлена темно-серыми массивами глин, участками глауколитовых глин с редкими глазницами сидеритов и алевролитов. Верхняя подсвита представлена тонкоотложенными, иногда упакованными глинами.

Люминоворская свита согласно залегает на породах Талинской свиты, свита разделена на 3 подсвиты. Для разреза нижней подсвиты характерны опоки и опоковидные глины с песчаниками кварцевоглауколитового песка в нижней части.

Средняя подсвита сложена доломитами и диамитовыми глинами, иногда алевролитами.

В верхней части раздела свиты развиты зеленовато-серые тонкрслойные глины, в которых отмечаются желваки марказина. Общая толщина свиты 200-225 м.

Тавдинская свита сложена толщей голубовато-зеленых и оливково-зеленых пластичных глин с тонкими линзочками светло-серого алевритового материала. Толщина 120-160м.

Алексинская свита сложена разнозернистыми песками с прослоем зеленых и бурых глин, а также аллювиально-озерными светло-серыми и кварцевополевошпатовыми прослоями. Толщина свиты 60-80 м.

Новомихайловская свита представлена чередованием серых и бурых, светло-серых песков с прослоями углей. Толщина свиты 50-70 м.

Журавлевская свита залегает на отложениях новомихайловской свиты и с перерывом перекрывается осадками четвертичного периода. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевритами с прослоями песков и алеврита, глауколита. Толщина свиты 10-3Ом.

Четвертичные образования несогласно перекрывают отложения Журавлевской свиты и имеют повсемастное распространение. Отложения представлены серыми и желтовато-серыми песками с прослоями серых, бурых и песчаных глин. Встречаются малые слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке района развиты ледниковые отложения, в составе которых встречаются различные по размерам отложения.

.3 Тектоника

В тектоническом отношении Талинская площадь приурочена к одноименному Талинскому валу, расположенному на склоне Красноленинского свода. Выше упоминалось, что Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длинной и коротких осей 165x115 км. В пределах исследуемой площади Талинский вал осложнен собственно Талинской, Северо-Талинской и Южно-Талинской структурами.

Талинское поднятие было выявлено работами проведенными в 1971-1972 годах.

По результатам указанных работ поднятие представляет собой антиклиналь, вытянутую в северо-западном направлении. В 1976 году была пробурена скважина №1, которой установлена промышленная нефтеносность отложений Талинской свиты.

В 1980-1983 годах были проведены детальные площадные сейсмические исследования Талинской площади. В результате проведенных работ, было уточнено геологическое строение месторождения, составлены структурные карты по отражающим горизонтам А_ь Т₂, Т, Б.

Структурные планы продуктивных пластов ЮКю, ЮКц в целом сохраняют очертания кровли даюрского основания.

Это объясняется тем, что отложения пластов ЮКю и ЮКц накапливались в прогибах фундамента, которые на протяжении всей площади разделяли Северо-Талинские и Талинские, Талинские и Южно-Талинские и Валентиновское локальное поднятие. Результаты разведочных и эксплуатационных скважин в период 1985-89 годов лишь несколько дополняют и уточняют ранее принятую тектоническую схему Талинской и Южно-Талинской площадей.

Основные принципиальные черты геологического строения района в целом и пластовв частности в процессе разбуривания залежей подтвердились с некоторыми неизбежными в таких случаях уточнениями.

.4 Нефтегазоносность

На месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов ЮКю и ЮК_П.

Разгазирование нефти представлено анализами поверхностных проб в количестве 235 и 5 соответственно.

Глубинные пробы нефти отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин.

Комплексный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.

Из экспериментальных данных безводная нефть в интервале 30-50С представляет собой ньютоновскую жидкость.

При более низких температурах проявляются неньютоновские свойства, что обусловлено, по-видимому, выпадением парафинов и образованием пространственных структур. Все исследованные эмульсии имеют явно выраженные неньютоновские свойства, величина вязкости резко изменяются в зависимости от градиента скорости сдвига.

Значение газового фактора (275 м³/т) характеризует количество растворенного газа в единице объема нефти. С учетом сопутствующего отбора газа и газовых шапок, газовый фактор оценивается равным 309 м³/т, что является очень высоким показателем. Такой прогноз косвенно подтверждается результатами пластовых замеров, согласно которым в целом по месторождению в 1989 году газовый фактор составил 315 м³/т.

Нефти пластов ЮКю и ЮКп находятся в условиях повышенных пластовых давлений (до 26МПа) и высоких температур (до 115°С), свойства нефтей в пределах залежи изменяются в широком диапазоне, так газосодержание изменяется от 140 до 340 м³/т и более. Давление насыщения нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объема исследований) равно или выше пластового давления, что свидетельствует о наличии двухфазного потока как на забое скважин, так и в пласте.

Плотность разгазированной нефти невелика (790-825 кг/м³), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и с выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси.

Свойства пластовой нефти по пластам КЖю и ЮКц приведены в таблице 1.1 Данные приведены при контактном разгазировании при пластовой температуре.

Таблица 1.1

Нефтяные газы при стандартной сепарации высокожирные. Разгази-рованные нефти пластов КЖю и ЮКц малосернистые, с выходом фракций, выкипающих до 350°С, больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

1.5 Коллекторские свойства пород

Пласт ЮКю характеризуется значительной неоднородностью пород по проницаемости.

Половину объема низкопроницаемого коллектора составляют пропла-стки с очень низкой проницаемостью - менее 0,01 мкм², промышленные свойства которых достоверно не установлены. Построение геологостати-стических разрезов по распределению относительного содержания коллектора и проницаемости позволяет изучить неоднородность разреза пласта ЮКю и наличие прерывистого высокопроницаемого коллектора.

Осредненное значение геологической песчанистости пласта в пределах залежи пласта ЮК₁₁ значительно выше, чем пласта ЮК₁₀

Продуктивные пласты ЮК₁₀ и ЮК₁₁ сложены преимущественно тонкими (до 2 м) пропластками. Учитывая, что толщина пропластка связана с его протяженностью по площади, следует, что основная часть проницаемых пропластков имеет ограниченную протяженность.

При таком строении продуктивных пластов степень вовлечения запасов нефти в разработку, будет сильно зависеть от плотности сетки скважин и применяемой системы разработки.

Выработка запасов нефти из различных классов коллекторов будет осуществляться с темпами отборов, различающимися на порядок между соседними пластами. Степень вовлечения запасов нефти, сосредоточенных в нижней, более выдержанной пачке пласта ЮК₁₀ будет выше, чем в верхней.

Темп отбора запасов нефти в нижней пачке будет в 2-3 раза выше, чем в верхней.

Пласт ЮК₁₀ имеет ограниченную площадь распространения, прослеживается в виде полосы шириной 5-7 км и заполняет наиболее погруженные участки палеорельефа. Общая его толщина достигает 65 м.

Залегающий выше глинистый раздел между пластами КЖю и ЮКц присутствует в погруженных зонах и полностью отсутствует на возвышенных участках фундамента. Представлен он выдержанной пачкой аргиллитов толщиной от 5 до 20 и более метров. В отдельных зонах пачка опесчанивается и в ней появляются линзы алевролитов и мелкозернистых песчанников.

Как установлено проведенными исследованиями основными типами пород-коллекторов являются:

гравелит песчаный, сложенный из плотно упакованных зерен размером до 2,5 см. Пространство между зернами частично или полностью заполнено песчаным материалом или глинистым цементом. Количество последнего не превышает 2-3%;

песчаники разнозернистой структуры с включениями (до 25%) зерен гравелитовой размерности. Количество глинистого цемента в них колеблется от 6,9 до 10,2%;

песчаники однородные (без гравелитовой фракции), наиболее распространены в продуктивных отложениях.

Состав пород-коллекторов преимущественно кварцевый (61-98%). Остальную часть составляют полевые шпаты, обломки пород, слюда.

Характерная особенность коллекторов - значительные колебания проницаемости в пределах одного и того же литотипа, что свидетельствует о неоднородности микроструктуры пород.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

.1 Характеристика разработки месторождения

На Талинском месторождении осуществляется совместная разработка продуктивных пластов ЮК_Ш и ЮКц с поддержанием пластового давления при блочном расположении водонагнетательных скважин. Проектом обустройства наземной системы кустовая насосная станция (КНС) - напорные водоводы предусмотрено обеспечение во всех нагнетательных скважинах устьевого давления, равного 18 МПа. Определение предельных накопленных объемов закачиваемой воды в нефтеносные пласты тесно связано с расчетом предельных текущих объемов закачиваемой воды, зависящих от давления/нагнетания Р_н. Сложность определения оптимальных давлений нагнетания рн.опг и объемов закачиваемой воды обусловлена следующими факторами.

. Трудность выделения работающей части пласта, по дебито- и расходограммам, замеренным в колонне. По сравнительно тонким пластам создается видимость увеличения либо снижения охваченной заводнением части пластов при высоких скоростях закачки воды. Результаты многочисленных исследований показывают, что работающая толщина пласта по совмещенным на разные даты профилям приемистости выше, чем по единичным замерам. По-видимому, степень соответствия работающей части пласта, выделяемого по расходомеру в колонне и пласте, зависит от прослеживаемости этого пласта между скважинами.

. Сложность построения зависимости приемистости от давления нагнетания. Если по добывающим скважинам рассчитать их дебит сравнительно просто, то по нагнетательным скважинам приемистость подсчитать трудно.

. Снижение достоверности результатов исследований профиля приемистости в нагнетательных скважинах из-за негерметичности эксплуатационной колонны, заколонной циркуляции жидкости, уходов закачиваемой воды в непродуктивные пласты, отсутствие зумпфа или наличия осадков на забое, нечеткости записи на бланке исследования и др.

Работающая часть пласта (доля охваченной заводнением перфорированной эффективной толщины) тесно связана с приемистостью. Разработка расчетного метода необходима для уточнения и прогноза степени охвата заводнением работающих и низкопроницаемых основных коллекторов при давлениях, равным горному. Отсюда следует важность проведения комплексных исследований в нагнетательных и добывающих скважинах, вскрывших коллекторы и суперколлекторы, на установившихся режимах. На данном этапе систематизирован опыт промыслово-геофизических и гидродинамических исследований по определению коэффициента охвата пластов заводнением и проницаемости нефтяных зон пластов КЖю и ЮКп по 426 скважино-замерам. На рис. 2.1 приведена гистограмма распределения проницаемости рассматриваемых пластов. Проницаемость песчаников ЮКю и ЮКп изменяется от 0,001 до 4,5 мкм² при средней по пласту 0,097 мкм².

Рис. 2.1 Гистограмма распределения проницаемости пластов ЮК₁₀ и ЮК_П (число определений 188, среднее значение 0,097)

К настоящему времени установлено следующее:

. Совместная система закачки воды в пласты (прослои) с различными коллекторскими свойствами неэффективна из-за увеличения неоднородности профиля приемистости и уменьшения оптимального давления нагнетания; снижения или отсутствия приемистости хорошо проницаемого коллектора вследствие роста пластового давления в зоне нагнетания.

. Доля работающей части пластов (прослоев) невысокая из-за раскрытия трещин в пласте при различных давлениях нагнетания; нерегулируемой технологии закачки воды с КНС в различные пласты и скважины, что приводит к большим энергетическим затратам.

В результате проведенных исследований и расчетов показателей заводнения при повышении давления закачки воды с использованием компьютерных программ проведен анализ разработки месторождения. Программа расчета включает в себя:

1. По формуле при известных давлении нагнетания и коэффициенте охвата пластов заводнением в каждой скважине вычисляется пластовое давление, которое корректируется по карте изобар.

2. Для каждой скважины с известной проводимостью рассчитывается приемистость, корректируется с фактически исследованной приемистостью при равных давлениях нагнетания.

3. Подсчитываются потери давления по каждой скважине с известной глубиной спуска НКТ.

4. По каждой скважине, по которой известны все параметры, оценивается постоянная для каждой скважины величина, характеризующая зону репрессии нагнетательной скважины. На этом идентификация заканчивается и расчетная модель сформирована.

5. Вновь рассчитывается ожидаемая приемистость при повышении (снижении) давления нагнетания, потери на трение и значение пластового давления в скважине.

6. Находится максимально достигаемый охват заводнением при оптимальном давлении.

7. Выбранным давлениям закачки по каждой нагнетательной скважине и пластовым давлениям соответствуют оптимальные объемы закачиваемой воды. Давления нагнетания по скважинам регулируются с помощью регуляторов расхода или штуцеров, устанавливаемых в нижней части устьевой арматуры.

8. Подсчитывается суммарно необходимый объем закачек по группе нагнетательных скважин, обвязанных высоконапорными водоводами от КНС. При известных объемах закачки и диаметре водовода определяется число необходимых насосов на КНС. Затем с учетом гидравлической и энергетической характеристики существующих насосов оценивается суммарный напор, достаточный для работы нагнетательных скважин. Учитываются гидравлические потери на трение в высоконапорных водоводах значительной протяженности.

В таблице 2.1 приведены рекомендуемые оптимальные давления и платовые давления по ряду нагнетательных скважин ЦДНГ-1. При снижении давления нагнетания, например, по скважине №6052 куста 246, скважине №5026 куста 459, скважине №6268 куста 251в и другим, по сравнению с исходным режимом приемистость также снижается. За счет большего темпа уменьшения давления по сравнению с темпом снижения забойного давления достигаются большие репрессия на пласт и коэффициент охвата заводнением.

По скважинам №6056 (куст 245), 6054 (куст 245), 5064 (куст 459) и другим, вскрывшим суперколлекторы, по мере дальнейшего увеличения давления нагнетания и отборов жидкости из окружающих добывающих скважин удается существенно повысить репрессию и увеличить охват пластов заводнением.

Проведенные исследования дают возможность провести качественный анализ работы существующей системы разработки и сделать необходимые выводы, направленные на ее совершенствование

Таблица 2.1

Выводы:

. Оптимальное давление нагнетания для Талинского месторождения, по которому совместно разрабатываются пласты ЮК₁₀ и ЮК₁₁, составляет 15,2 МПа. Оптимальное пластовое давление на линии нагнетания находится на уровне начального пластового давления или немного превышает его. При давлении нагнетания, несколько большем оптимального, дальнейшее увеличение коэффициента охвата пластов заводнением возможно только при повышении отбора жидкости из окружающих добывающих скважин.

. Необходимо осуществить раздельную закачку воды в пласты ЮК₁₁ и ЮК₁₀, а в пластах - раздельно в верхнюю и нижнюю части с увеличением давления нагнетания в низкопроницаемых коллекторах до 22 МПа.

. По каждой нагнетательной скважине оптимальное давление нагнетания следует определять с помощью зависимостей коэффициента пластов заводнением от вскрытой перфорацией эффективной толщины пластов, давления нагнетания и пластового давления на линии нагнетания. Реализация предложенной программы не потребует значительных затрат.

. Необходимо провести на месторождении работы по снятию индикаторных кривых на 3-4 установившихся режимах в 5-6 нагнетательных скважинах.

.2 Состояние применения ШСНУ в современных условиях

В России к началу 90-х годов из всего комплекса оборудования ШСНУ производились только насосные штанги (ОАО "Мотовилихинские заводы", г. Пермь, "Очерский машиностроительный завод", г. Очер Пермской области). Отсутствие производства необходимого оборудования вынуждало нефтяные компании осуществлять его закупки по импорту у западных фирм: "Лафкин" и "Трайко" (США), "Шеллер-Блекман" (Австрия) и др. опыт эксплуатации оборудования показал, что его качество и технологические возможности значительно превосходили параметры ранее использовавшегося оборудования, которое получали с бакинских заводов.

В этих условиях встала задача быстрой разработки и освоения серийного производства российскими заводами высококачественного оборудования, которое ранее в нашей стране не выпускалось. При этом из-за отсутствия своих современных стандартов на нефтепромысловое оборудование отечественные производители ориентировались на принятые в "нефтяном мире" стандарты Американского нефтяного института, кстати, далеко не во всем превосходившие старые советские ГОСТы и ОСТы. Три российских предприятия "Уралтрансмаш" (г. Екатеринбург), "Ижнефтемаш" (г. Ижевск) и "Очерский машиностроительный завод" - провели комплексную аттестацию производства и получили на свои изделия сертификат Американского нефтяного института (API).

К настоящему времени российским заводам удалось практически полностью решить задачу серийного производства основных видов глубинно-насосного оборудования при значительном повышении качества их изготовления. Производство станков-качалок (СК) в различной комплектации освоили 11 заводов, выпускающих всю гамму этого оборудования грузоподъемностью от 3 до 12 т с длиной хода от 1,2 до 3,5 м и числом качаний от 1,2 до 10 двойных ходов в минуту. "Уралтрансмаш" освоило серийное производство станков-качалок улучшенной кинематики грузоподъемностью 6 и 8 т (длина хода 3,5 м), аналогичных "Марк П", выпускаемым фирмой "Лафкин", а также передвижных с приводом от автономного газового двигателя.

Штанговые глубинные насосы (ШГН) диаметром от 28 до 70 мм (вставные и трубные) серийно выпускаются 10 российскими заводами. Два предприятия "Ижнефтемаш" (г. Ижевск) и "Кубань-Аксельсон" (г. Краснодар) - выпускают насосы по стандарту API, а остальные пользуются его положениями в большей или меньшей степени. Изготовители ШГН приступили также к освоению серийного производства вспомогательного оборудования для глубинно-насосной эксплуатации скважин - газовых и песочных якорей, шламоуловителей, автосцепов, сбивных клапанов.

Пермская компания нефтяного машиностроения по документации "Техника и технология добычи нефти" изготовила опытную партию двухступенчатых насосов НН1Б-44-ДГ и НН1-57-ДП предназначенных для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором. Конструкция насосов выполнена по принятым за рубежом схемам и реализована на базе впервые найденных в России технологических решений, которые позволяют значительно повысить эффективность работы оборудования.

Акционерные общества "Очерский машиностроительный завод" и "Мотовилихинские заводы" освоили серийное производство всей номенклатуры насосных штанг диаметром от 13 до 28 мм. Кроме того, "Очерский машиностроительный завод" начал производство насосных штанг с защитными протекторами различных конструкций и материального исполнения. Здесь проведен комплекс мероприятий по улучшению качества штанг, введена дробеструйная обработка с последующим нанесением антикоррозионного покрытия, осуществляется правка методом растяжения, "Мотовилихинские заводы" впервые в России приступили к выпуску улучшенных насосных штанг из проката повышенной точности исполнения М-2 для тяжелых условий эксплуатации. По своим техническим характеристикам штанги полностью соответствуют марке "Д" стандарта API.

В настоящее время созданные в России мощности по производству таких видов глубинно-насосного оборудования, как станки-качалки, ШГН и насосные штанги, значительно превосходят потребность в них нефтедобывающих предприятий. Это дает возможность потребителю при закупке оборудования выбирать того поставщика, оборудование которого отвечает его требованиям как по цене, так и по качеству и техническому уровню. Освоенная отечественными предприятиями широкая гамма достаточно надежного оборудования ШСНУ по своим техническим показателям и качеству изготовления в значительной степени отвечает предъявляемым к нему технологическим требованиям, что позволяет практически полностью отказаться от его закупки за рубежом.

К основным проблемам в области производства оборудования для глубинно-насосной эксплуатации можно отнести следующие. Это, прежде всего, освоение серийного производства высокоточной трубной заготовки для цилиндра насоса, чтобы не приходилось ее импортировать. Далее речь идет об увеличении производства прутка из высоколегированной стали повышенной прочности для изготовления насосных штанг, имеющих наработку в искривленных скважинах с тяжелыми условиями эксплуатации до 30 млн. циклов.

Таким образом, имеющийся у нефтедобывающих предприятий широкий набор достаточно надежного оборудования позволяет им успешно эксплуатировать установками штанговых насосов скважины глубиной до 3500м в диапазоне подач от 0,5 до 100м³/сут.

.3 Схема ШСНУ

Наиболее распространенный способ эксплуатации нефтяных скважин охватывает более 59% действующего фонда скважин. Отбор жидкости этим способом составляет от нескольких сот килограммов до сотен тонн в сутки при различной глубине спуска насоса в скважину.

Штанговая насосная установка (рис. 2.2) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске устьевой арматуры 5, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 8 и фундамента 9. На приеме скважинного насоса устанавливают защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Насос 2 спускают в скважину под уровень жидкости

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки насосно-компрессорных труб. В зависимости от глубины скважины, дебита и других факторов подбирают тип станка-качалки, диаметр насосно-компрессорных труб, штанг и скважинного насоса, устанавливают необходимую длину хода и число качаний в минуту.

Вставные скважинные насосы наиболее эффективно применять в глубоких скважинах с относительно небольшими межремонтными периодами. Невставные насосы эффективней применять в скважинах относительно небольшой глубины с большими межремонтными периодами.

Штанговый скважинный насос состоит из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов. Цилиндр насоса крепится к НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру насоса.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

Рис. 2.2 Схема штанговой скважинной насосной установки

- фильтр; 2 - скважинный насос; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - насосные штанги; 5 - тройник; 6 - устьевой сальник; 7 - сальниковый шток; 8 - станок-качалка; 9 - фундамент

Станки-качалки

Станок-качалка - балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса.

Рис. 2.3 Станок-качалка типа СКД

- 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.

Станок-качалка каждого типа характеризуется максимальными допустимыми нагрузками на устьевой шток, длиной хода устьевого штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора.

Станки-качалки выпускают двух исполнений: СК семи типоразмеров и СКД шести типоразмеров. Технические характеристики станков-качалок и их области применения приведены в табл. 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4

Таблица 2.5

Отличительные особенности станков-качалок типа СКД: кинематическая схема преобразующего механизма несимметричная (дезаксиальная) с углом дезаксиал 9° с повышенным кинематическим отношением 0,6; меньшие габариты и масса; редуктор установлен непосредственно на раме станка-качалки без подредукторной тумбы.

В шифре станка-качалки типа СК, например СК6-2,1-2500 указано: 6 - наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 2,1 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 2500 - наибольший допускаемый крутящий момент на ведом валу редуктора в кгс*м (1 кгс*м = 10^-2 кН*м).

.4 Скважинные штанговые насосы

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой не более 130°С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л. Рекомендуемая область применения штанговых насосов приведена в таблице 2.6.

Таблица 2.6

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Скважинные насосы изготовляют следующих типов (рис. 2.4):

НВ1 - вставные с замком наверху;

НВ2 - вставные с замком внизу;

НН - невставные без ловителя;

НН1 - невставные с захватным штоком;

НН2 - невставные с ловителем

Рис. 2.4 Скважинные штанговые насосы

нефть скважинный насосный штанга

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру:

Б - с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С - с составным (втулочным) цилиндром;

б) - специальные:

Т - с полым (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А - со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 - одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

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

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные.

в) по стойкости к среде:

без обозначения - стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л - нормальные;

И - стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л - абразивостойкие.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора в паре "цилиндр-плунжер" выпускают насосы четырех групп посадок (табл. 2.7).

Таблица 2.7

Цилиндры насосов изготовляют двух исполнений:

ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный;

ЦС - составной, из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

Исходя из назначения и области применения скважинных насосов плунжеры и пары "седло-шарик" клапанов выпускают различных конструкций, материальных исполнений их рабочих поверхностей.

Плунжеры насосов изготовляют четырех исполнений:

П1Х - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;

ШХ - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце;

П1И - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

П2И - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце.

Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости в среде, применяемые для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1,3 г/л механических примесей, комплектуются плунжерами исполнения П1Х или ШХ с парами "седло-шарик" исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивностойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1,3 г/л механических примесей, комплектуются плунжерами исполнения П1И или П2И и парами "седло-шарик" исполнения КИ.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных

Скважинные насосы типа НВ1 выпускаются шести исполнений: НВ!С - вставной с замком наверху, с втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б - вставной с замком наверху, с безвтулочным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1БИ - то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БТИ - то же, с полым штоком;

НВ1БД1 - вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД2 - вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы, всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения: НВ2Б -вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН выпускают двух исполнений:

ННБА - невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

ННБД1 - невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН1 изготовляют одного исполнения: НН1С - невставной с захватным штоком, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений:

НН2С - невставной с ловителем, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2Б - невставной с ловителем, цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2БИ - то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БТИ - то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БУ - невставной с ловителем, разгруженным цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде.

Все насосы типа НН2 - одноплунжерные, одноступенчатые.

.5 Расчет и подбор оборудования ШСНУ

В конце фонтанирования дебит скважины составлял 12 т/сут. при обводнености продукции 54%, то есть дебит по нефти составлял 5,5 т/сут. После перевода скважины с фонтанного способа добычи на ШСНУ дебит возрос до значения 22 т/сут. при сохранении обводненности, дебит по нефти возрос до значения 10,1 т/сут.

Определить по данным исследования режим работы скважины оборудованной ШСНУ и подобрать оборудование, а также определить мощность и подобрать электродвигатель при следующих исходных данных по скважине:

Глубина спуска насоса, L, м 1080Дебит жидкости, Q¹, т/сут. 22 Плотность нефти, р_н9 кг/м³ 830Плотность пластовой воды, р_в, кг/м³ 1030Обводненность продукции, п_в9 % 54

Решение:

. Определяем плотность смеси:

Рcм = Рв*П_в + р_н*П_н(3.1)

где п_н - доля нефти в продукции скважины,

п_н = 1 - п_в(3.2)

п_н = 1 - 0,54 = 0,46

Рсм = 1030*0,54 + 830*0,46 = 937 кг/м³

. Переводим дебит из т/сут в м³/сут

10³Q¹*

Q = ----(3.3)

Рсм

10³22*

Q = ---- = 23,5 м³/сут

937

. По диаграмме Адонина выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса в зависимости от планируемого дебита и глубины спуска насоса. Для наших условий нас устраивает 5СК-4-2Д-1600 с диаметром насоса 32 мм.

Проводим расшифровку СК: 5 - модификация СК;

. - наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в тоннах или 40 кН; 2,1 - максимальная длина хода сальникового штока в м;

- наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора в кгс*м или 16кН*м.

. Проводим выбор насоса по таблице в зависимости от глубины спуска насоса и планируемого дебита. Для наших условий подходит насос НСН2 с предельной глубиной спуска 1200 м. Выписываем техническую характеристику насоса:

вязкость жидкости до 25 мПа*с;

объемное содержание механических примесей не более 0,05 %;

условный размер насоса 32 мм;

идеальная подача при п = 10 мин^-1 35 м³/сут;

максимальная длина хода плунжера 3 м;

максимальная высота подъема жидкости 1200 м

условный диаметр НКТ - 48 мм.

. Проводим выбор штанг по таблице в зависимости от диаметра насоса и глубины спуска. Для наших условий рекомендуется одноступенчатая колонна штанг диаметром 19 мм с предельной глубиной спуска 1170м изготовленных из углеродистой стали нормализованной при [Q_пр] = 70МПа.

Вес 1 метра штанг диаметра 19 мм по таблице соответственно: q₁₉ = 23,0535 Н

. С целью создания статического режима откачки и уменьшения нагрузки на головку балансира принимаем длину хода сальникового штока равную максимальной для данного СК S = 2,1 м.

8. Определяем необходимое число качаний: n=(3.4)

где а - коэффициент подачи насоса, находится в пределах 0,7-0,8, принимаем а = 0,75;

F_пл - площадь сечения плунжера, определяется по формуле:

F_пл =п*d²/4(3.5)F_пл = 3.14*0,032²/4 = 0,000804 м²

n = 13

. Определяем максимальную нагрузку на головку балансира:

Рмак = Р_ж + Рш*(в + м)(3.6)

где Р_ж - вес столба жидкости в НКТ,

р_ж = F_пл*L*Р_см*g(3.7)

Р_ж = 0,000804*1080*937*9,81 = 7982 Н

Р_ш - вес колонны насосных штанг,

Р_ш = q₁₉*L (3.8)

Р_ш = 23,0535*1080 = 24900 Н

в - коэффициент потери веса штанг в жидкости,

в = ^Рш - ^Рсм Рш (3.9)

где р_ш - вес материала штанг, р_ш = 7850 кг/м,

в = 0,88

м - коэффициент динамичности,

S* n²

м = --- = (3.10)

1440

м =  0,25

Рмак = 7982 + 24900*(0,88 + 0,25) = 36119 Н

Сравниваем полученное значение с допустимым для данного СК, так как 40 > 36,2, то данный СК нас устраивает.

. Определяем максимальный крутящий момент:

М_кр.мак = 300*S + 0,236*S*(Р_мак - Р_мин)(3.11)

Где р_мин - минимальная нагрузка на головку балансира, определяем ее по формуле Милса:

Р_мин= P_ш* 1-(3.12)

Р =24900 * 1- = 19963Н

Мкр.мак = 300*2,1 + 0,236*2,1*(36119- 19963) = 8640 Н*м

. Сравниваем полученное значение с допустимым значением для данного СК, так как 16 > 8,64, то данный СК нас устраивает. Ю.

Определяем необходимую мощность электродвигателя СК:

N =0,401*10^-4*p*d²*S*n*p_см*L*Kу* +а (3.13)

где К_у - коэффициент уравновешенности, для балансирных СК

К_у=1,2;

N = 0,401*10-⁴*3.14*0,032²*2,1*13*937*1080*1,2*{ +0.75}= 4,9кВт

По таблице выбираем стандартный электродвигатель АОП-52-4 мощностью 7 кВт, число оборотов в минуту 1440, к.п.д. 86%.

. Рассчитываем напряжения в штангах. Обоснование конструкции штанговой колонны - наиболее ответственный этап проектирования установки, так как штанговая колонна - это тот элемент системы, который, в первую очередь, определяет длительность и безотказность работы установки в целом.

При нормальной работе насосной установки наибольшие напряжения действуют в точке подвеса штанг. Поэтому расчет ведем для штанг диаметром 19 мм.

.1 Определяем максимальное напряжение цикла:

_мак ~ Р_мак/f_шт (2,14)

f_шт = 3,14*0,019²/4 = 2,83*10^-4 м² мак = 36119/2,83* Ю-⁴ = 127,6* 10⁶ Па

= 127,6 МПа

.2 Определяем минимальное напряжение цикла:

_мин = Р_мин/f_шт (2.15)

_мин = 19963/2,83* 10^-4 = 70,6*10⁶Па = 70,6 МПа

.3 Определяем амплитудное напряжение цикла:

а = (_мак - _мин)/2 (2.16)

а_а = (127,6 - 70,6)72 = 28,5 МПа

.4 Определяем приведенное напряжение цикла: пр = (2.17)

_пр = 60,ЗМПа

Так как допускаемое приведенное напряжение для принятой колонны штанг [о_мак] = 70 МПа, а расчетное _пр = 60,3 МПа, то данная колонна штанг выбрана правильно.

.6 Характеристика работы насосных штанг

Насосные штанги служат соединительным звеном между наземным индивидуальным приводом станка-качалки и скважинным насосом. К штангам предъявляют повышенные требования, так как в процессе работы они испытывают значительные нагрузки, изменяющиеся в широких пределах в течение каждого хода станка-качалки.

Насосные штанги изготовляют из сталей разных марок, которые для придания равнопрочности подвергают термической обработке (нормализации) и обработке токами высокой частоты (ТВЧ).

Насосные штанги (табл. 2.8) применяют в виде колонн, составленных из отдельных, соединенных посредством муфт, штанг.

Таблица 2.8

Штанговые муфты выпускают следующих типов:

соединительные МШ - для соединения штанг одинаковых размеров;

переводные МТТТП - для соединения штанг разных размеров.

Муфты каждого типа изготовляют в исполнении 1-е "лысками" под ключ и в исполнении II - без "лысок".

Муфты в основном изготовляют из углеродистой стали марок 40 и 45. Предусматривается также изготовление муфт из легированной стали марки 20Н2М для эксплуатации в тяжелых условиях. Муфты, как правило, подвергают поверхностной термообработке ТВЧ.

Штанги поставляют с плотно навинченными на один конец муфтами. Открытая резьба штанги и муфты предохраняется колпачками или пробками.

Каждую штангу маркируют на двух противоположных сторонах каждого квадрата. На одну сторону квадрата наносят товарный знак или условное обозначение предприятия-изготовителя и условный номер плавки. На другой стороне квадрата проставляют марку стали, год выпуска, квартал и технологическую маркировку предприятия изготовителя. Штангу, подвергнутую обработке ТВЧ, маркируют на третьей стороне каждого квадрата буквой "Т".

Основные параметры, используемые при выборе колонны насосных штанг для обычных условий, - это максимальная нагрузка на штанги и ее возможные колебания. Для быстрого и правильного подбора штанговых колонн следует пользоваться таблицами и специальными номограммами.

Для обеспечения наибольшего срока службы насосных штанг требуются тщательное наблюдение за каждым комплектом штанг, спускаемых в скважину, и своевременная отбраковка негодных.

Насосные штанги и муфты к ним выпускают:

для легких условий работы - из стали марки 40, нормализованные;

для средних и среднетяжелых условий работы - из стали марки 20Н2М, нормализованные;

для тяжелых условий работы - из стали марки 40, нормализованные с последующим поверхностным упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ и из стали ЗОХМА, нормализованные с последующим высоким отпуском и упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ;

для особо тяжелых условий работы - из стали марки 20Н2М, нормализованные с последующим упрочнением тела штанги ТВЧ. Данные о механических свойствах материалов штанг приведены в таблице 2.9

ГОСТ предусматривает изготовление штанг диаметром 12; 16; 19; 22 и 25 мм длиной 8 м. Допускается выпуск штанг длиной 7,5 м в количестве не более 8 % от числа штанг длиной 8 м. Кроме штанг нормальной длины, для подбора необходимой длины подвески изготовляют штанги укороченные длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и Зм

Таблица 2.9

Основные виды износа и разрушения насосных штанг

Переменная нагрузка на штанги вызывает усталость, приводящую к внезапному обрыву. При расчете штанг принимается, что напряжения растяжения (сжатия) по поперечному сечению штанг одинаковы в любых точках сечения. В действительности в некоторых точках сечения оно меньше, чем расчетное. В этих точках штанги с течением времени происходит микроскопический сдвиг частиц металла и постепенно образуется трещина, являющаяся концентратором напряжения. Концентрация напряжений развивает трещину, вследствие чего через некоторый момент времени происходит обрыв.

Усталостные трещины образуются также по следующим причинам.

. Наличие на поверхности штанг механических повреждений от ударов металлическими предметами. На дне риски создается концентрация напряжения и развивается трещина.

. Появление перенапряжений в поверхностном слое металла, возникших вследствие изгиба штанги при ее транспортировке или спуско-подъемных операциях.

Из-за усталости металла происходит почти 100% всех обрывов. Промысловые наблюдения показали, что более 50% обрывов штанг происходит по резьбе. На обрывы в резьбе также влияет крутящий момент, прилагаемый при затяжке резьбы во время спуска штанг в скважину. Оптимальный крутящий момент для штанг диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм равен соответственно 0,3; 0,5; 0,7 и 1,05 кН*м. На усталостную прочность большое влияние оказывает также рабочая среда, то есть свойства откачиваемых жидкости и газа. Особенно сильное (коррозионное) воздействие оказывает водный раствор сероводорода. Исследуя усталостную прочность материалов штанг в условиях агрессивной среды, установлена причина снижения предела усталости. Причина этого явления в том, что находящиеся в жидкости поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхности металла, в том числе и в мельчайших трещинах, и при переменной нагрузке на штанги не дают возможности силам сцепления между частицами металла сомкнуть цепь. В результате концентрация напряжений в трещинах увеличивается, и трещины быстро развиваются. Поэтому при расчете штанг необходимо учитывать коррозионный предел усталости.

Причина преждевременного выхода штанг из строя - износ муфт. В искривленных скважинах штанговые муфты истираются о насосные трубы, бывают случаи истирания насосных труб. В таких случаях следует применять закаленные шлифованные штанговые муфты, имеющие меньший коэффициент трения, или устанавливать скребки-завихрители, закаленные ТВЧ. Скребки соприкасаются с насосной трубой большей поверхностью, уменьшается удельное давление на трубу и скребок изнашивается медленнее, чем штанговая муфта. В местах резкого искривления скважин на насосных штангах ставят роликовые фонари.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В современных условиях, когда финансовые возможности компании сильно ограничены, решающее значение приобретает снижение эксплуатационных затрат и издержек производства на всех его этапах и повышение экономической эффективности глубинно-насосной добычи. Одно из важных направлений этой работы - повышение качества ремонта оборудования и уменьшение затрат при ремонте, эксплуатации и обслуживании ШСНУ.

С целью повышения работоспособности установок штанговых глубинных насосов надо создать участки по входному контролю, правке и ремонту насосных штанг, штанговых насосов и насосно-компрессорных труб. Решение данной проблемы в компании ведется по двум направлениям:

• создание собственных специализированных участков, где сервис осуществляется собственными силами;

• создание специализированных участков совместно с заводами-изготовителями оборудования, где сервис осуществляется силами заводов-производителей (Пермская компания нефтяного машиностроения и "Мотовилихинские заводы").

Так, специально для участка по входному контролю и ремонту ШГН были приобретены и внедрены оборудование и приборы измерения и контроля прямолинейности канала и диаметра внутренней поверхности цилиндра ("ПИКА"), приборы измерения и контроля диаметра плунжера, определения группы посадки. Приборы обладают высокой степенью точности и имеют программное обеспечение, позволяющее все результаты измерений вносить в банк данных в виде графиков.

Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилегающие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято подразделять на текущий и капитальный ремонт.

От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме. Межремонтным периодом работы скважин (МРП) называется продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта. МРП определяется делением числа скважино-суток, отработанных в квартале, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год по отдельной скважине, по цеху добычи нефти и газа, НГДУ, объединению в целом и по способам эксплуатации.

Повышение МРП приводит к повышению эффективности работы предприятия, позволяет в несколько раз сократить закупки нового оборудования и увеличить прибыль предприятия.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 1989.

. Юрчук А.М., Истомин А.З., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

. Мищенко И.Т., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н., Спутник нефтяника и газовика, М., Недра, 1986.

. Сулейманов А.В., Карапетов К.А., Яшин А.С., Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин, М., Недра, 1984.

. Бухаленко Е.И., Бухаленко В.Е., Оборудование и инструмент для ремонта скважин, М., Недра, 1991.

. Сулейманов А.Б., Карапетов К. А., Яшин А.С., Техника и технология капитального ремонта скважин, М., Недра, 1987.

. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г., Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, М., Недра, 1985.

. Материалы НГДУ. Ю. Куцын П.В., Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности, М., Недра, 1987.

. Бойко В.С., Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 1990.

. Уметбаев В.Г., Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин, М.. Недра, 1989.

. Махмудов С.А., Абузерли М.С., Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов, М., Недра, 1995.