3. Технологический раздел.

3.1. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, оборудованных шсну в нгду «Лениногорскнефть».

На 01. 01. 14. Год эксплуатационный фонда скважин НГДУ «Лениногорскнефть составляет 3425 скважин. Фонд скважин оборудованных вставными и трубными насосами.

Основными показателями работы скважины, оборудованных ШСНУ является дебит, обводненность продукции, дебит жидкости, пластовое давление, забойное давление скважини и т.д.

В таблице 1 приведены основные показатели эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ.

Таблица 1. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, оборудованных ШСНУ в НГДУ «Лениногорскнефть».

Число скважин	Н дин, м	Qтеор, одной скважины. м 3/сут.	Qж.факт., одной скважины, м 3/сут	Qн.факт., Одной скважины т/сут	% воды.	Рпл, одной скважины. Атм	К под.
3425	597,67	14,79	19,1	2,6	60,33	125	0,65 - 0,78

Из таблицы 1 видно, динамический уровень (Ндин) в среднем на одну скважину составляет 597,67 м. Теоретическая добыча жидкости (Q теор) взятая из расчета в среднем на одну скважину составляет 14,79 м ³/сут.. Из теоретической добычи, фактическая добыча жидкости составляет в среднем, 19,1

м ³/сут. Средний дебит на одну скважину за расчетный год равен 2,6 т/сут нефти (Qн.факт).

Обводненность в среднем на одну скважину составляет 60,33 (%). Среднее пластовое давление по разрабатываемой площади составляет 125 атм (Рпл) при предельно допустимом Рпл 120 атм. Средний коэффициент подачи ШГН варьируется в пределах от 0,65 – 0,78.

3.2. Наземное и подземное оборудование шсну, применяемое на объектах нгду «Лениногорскнефть».

Установка скважинного штангового насоса (ШСНУ) состоит из следую­щих обязательных частей (рисунок 1):

1) Станок-качалка;

2) Канатная подвеска:

3) Устьевой шток;

4) Сальник;

5) Устьевая арматура;

6) Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);

7) Колонна штанг;

8) Скважинный насос;

9) Станция управления;

10) Фундамент

11) Вспомогательное оборудование

Такой состав скважинной штанговой насосной установки является минимально необходимым для эксплуатации “нормальных” скважин.

Станок-качалка 1 служит для сообщения возвратно-поступательного дви­жения колонне штанг. Посредством канатной подвески 2 станок-качалка соеди­няется с устьевым штоком 3. Устьевой шток движется в сальнике 4, который обеспечивает герметичность в верхней части колонны НКТ 6. К нижнему концу устьевого штока присоединяется колонна штанг 7, которая служит для передачи движения плунжеру скважинного насоса. Колонна штанг проходит внутри насосно-компрессорных труб 6. Насосно-компрессорные трубы образуют канал для движения продукции скважины от насоса к устью скважины Скважинный насос 8 — плунжерного типа, простого действия. Он состоит из цилиндра и по­лого плунжера. Цилиндр насоса имеет всасывающий клапан, а плунжер — на­гнетательный клапан. Насос прикрепляется к нижней части колонны НКТ.

При движении штанг вниз плунжер опускается в цилиндр насоса, а жид­кость, которая содержится в последнем, переходит через открытый нагнетательный клапан в верхнюю часть цилиндра насоса и соответственно, в насосно-компрессорные трубы. Всасывающий клапан в это время закрыт.

При движении штанг вверх нагнетательный клапан закрывается, и плун­жер поднимает

вверх находящийся над ним столб жидкости. На поверхности жидкость поступает в выкидную линию скважины. Во время движения штанг вверх всасывающий клапан открывается, и жидкость из скважины входит в ци­линдр. Затем описанный цикл повторяется.

Станок-качалка предназначен для приведения колонны насосных штанг в возвратно-поступательное движение. Как правило, станок-качалка, включает первичный приводной электродвигатель, клиноременную передачу, редуктор, механизм преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное и подвеску устьевого штока. Подавляющее большинство применяемых в на­стоящее время станков-качалок балансирного типа, механического действия, с преобразующим механизмом, выполненным на основе шарнирного четырехзвенника. К ним относятся достаточно распространенные станки-качалки аксиального типа по ГОСТ 5866-76, например 7СК8 и др., дезаксиальные станки-качалки типа СКД по ОСТ 26-16-08-87.

А также современные станки-качалки типа ПНШ, производства АО “Ижнефтемаш”, типа СКР, СКДР, произ­водства ОАО “Редуктор”, г. Ижевск, типа ПШГН, производства ФГУП “Уралтрансмаш”, г. Екатеринбург и др. Аксиальные и дезаксиальные станки-качалки отличаются соотношением длин звеньев преобразующего механизма

.

Рисунок 1. Схема скважинной штанговой насосной установки

Среди других особенностей можно выделить “тумбовое” исполнение и станки-качалки с одноплечим ба­лансиром типа американского станка-качалки МАРК-2). Для условий эксплуатации скважин в ОАО “Татнефть” различия в эксплуатационных свойст­вах станков-качалок, связанных с дезаксиалом, можно считать несущественны­ми. Тумбовое исполнение или тумбового исполнения должен быть обусловлен экономическими критериями с учетом цены конкретного станка-качалки и стоимости фундамента в условиях конкретного предприятия. Относительно технической характеристики станков-качалок, предлагаемых различными производителями, необходимо иметь в виду следующее: с точки зрения срока службы штанговой колонны и энергетической эффективности работы скважинной штанговой насосной установки предпочти­тельны режимы откачки с максимальной длиной хода, обеспечиваемой данным станком-качалкой при минимальном диаметре скважинного насоса.

Исходя из условий эксплуатации скважин НГДУ «Лениногорскнефть», можно за­ключить следующее. Для первой группы скважин (эксплуатирующих горизонты Д₀ — Д₁) необходимы приводы с максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг 60 и 80 кН (выбор для конкретной скважины определяется диаметром насоса, глубиной подвески и глубиной погружения под уровень Базовыми типами при­водов для рассматриваемой группы скважин могут быть признаны станки-качалки типа ПНШ 60-2,1-25 и ПНШ 80-3-40, производства АО “Ижнефтемаш”, эксплуатируемых насосами малого диаметра (27, 32 мм) с двухступенчатой колонной штанг диаметрами 19 и 16мм при условии прове­рочного расчета величины максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, а так­же прочности штанговой колонны с учетом допускаемых для данного материала штанг приведенных напряжений в коррозионной среде, кривизны ствола сква­жины, и возможного влияния других осложнений.

Редуктор станка-качалки является одним из основных и ответственных узлов, от надежной работы которого зависит работа привода в целом. В ранее вытащенных станках-качалках применялись в основном двухступенчатые ре­дукторы с передаточным отношением 38. В современных станках-качалках при­меняются как двухступенчатые редукторы с передаточным отношением около 40, так и трехступенчатые редукторы с передаточными отношениями 51, 63, 90, 125. Широкий выбор модификаций станков-качалок, укомплектованных редук­торами с разным передаточным отношением, позволяет на практике более гибко подбирать оборудование для каждой категории скважин в зависимости от дебита и свойств, продукции. В частности, имеется возможность реализовать благопри­ятные тихоходные режимы откачки с большой длиной хода на скважинах с высоковязкой продукцией и обеспечить эксплуатацию малодебитных скважин в Непрерывном режиме с поддержанием оптимального динамического. Станки-качалки малой

грузоподъемности, в частности СКР 4-2,1 и СКДР 4-2,1 , могут быть рекомендованы для применения на малодебитных сква­жинах I и II группы, уровня.

Главным условием надежной работы редуктора является точное выполнение требований, инструкции по эксплуатации станка-качалки, качественное уравно­вешивание привода, своевременная замена масла, применение масел рекомен­дуемых инструкцией, своевременная подтяжка всех болтовых соединений.

Клиноременная передача станка-качалки выполняет несколько функ­ций передачу вращения от первичного электродвигателя к редуктору; регули­рование частоты качаний путем подбора пар шкивов с соответствующим соот­ношением по диаметрам; демпфирование динамических нагрузок в трансмиссии; является предохранительным звеном, предупреждающим аварийные поломки узлов редуктора, электродвигателя и др. Для обеспечения надежной и долговеч­ной работы клиноременной передачи необходимо при монтаже и в процессе эксплуатации обеспечивать соосность канавок ведущего и ведомого шкивов, па­раллельность валов электродвигателя и редуктора, применять ремни соответст­вующего профиля и длины, обеспечивать своевременную регулировку натяже­ния ремней в соответствии с инструкцией по эксплуатации станка- качалки, про­изводить одновременную смену всех ремней в комплекте, не допускать приме­нение шкивов меньшего диаметра, чем предусмотрено заводским исполнением. В ряде случаев, при восстановлении подачи скважинного насоса без подъема из скважины, освоении осложненных скважин и др. эффективно применение уни­версального накидного шкива для временного форсирования режима откачки конструкции НГДУ “Лениногорскнефть”.

Насосные штанги

Насосные штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжера насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром по телу) 19, 22, 25мм и длинной 8м для нормальных условий эксплуатации. Штанги на обоих концах имеют резьбу, а под резьбой квадратную шейку для захвата ключом при свинчивании и развенчивании.

Для регулирования посадки плунжера имеются также и укороченные штанги длинной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3м.

Штанги соединяются муфтами. На утолщенном высаженном конце штанги имеется резьбовой ниппель под муфту.

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской.

Поверхность его полированная он изготавливается без головок, а на концах

имеет стандартную резьбу диаметром 30 и 35мм.

В НГДУ «ЛН» применяют штанги типов: ШНЦ; ШНСЦ.

Штанги насосные с центраторами типа ШНЦ

В наклонно-направленных скважинах для предотвращения истирания штанг и НКТ от трения рекомендуется применять центраторы. Центраторы изготавливают из полимерных материалов способом литья под давлением на тело штанги. Штанги с центраторами наклонного профиля могут оснащатся поднижными скребками, расположенными между неподвижными. Такие штанги имеют дополнительное назначение - производят очистку от парафина НКТ и самих штанг. Для оснащения центраторами используются штанги, изготовляемые по ТУ 26-0210-39-92, ГОСТ 13877-80 и спецификации 11В АНИ.

Штанги насосные со скребками центраторами типа ШНСЦ.

Скребки-центраторы обеспечивают очистку насосно-компресорных труб и штанг от парафиновых отложений. Скребки-центраторы изготавливаются из полимерных материалов.

Часть скребков от продольного перемещения ограничиваются упорами, а между ними располагаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО с тела

штанги, а неподвижные – с внутренней повержности НКТ. Скребок-центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функцию скребка и предохраняет от износа систему «труба-штанга- муфта». При применении скребков-центраторов вместе со штанговращателем достигается предотвращение парафинизации и защита от износа насосных штанг, муфт и НКТ.

Количество скребков-центраторов, устанавливаемых на одну насосную штангу, варьирует от 4 до 13 штук, т.е. интервал установки между двумя соседними скребками-центраторами составляет от 0,6 до 1,6 м. Интервал установки должен быть меньше длины хода устьевого штока. Длина колонны штанг, оборудованной скребками-центраторами, колеблится от 100 до 1000 м., в зависимости от интервала отложений парафина на стенках НКТ и участков искривления ствола скважины.

Насосы

Штанговые насосы по типу установки делится на две группы:

- не вставны;

- вставные.

Эти группы отличаются конструкцией, габаритами и устройством плунжера.

Не вставные насосы опускаются в скважину по частям. В начале спускают цилиндр на НКТ, а затем плунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапаном на штангах. При

ремонте не вставные насосы извлекают в два приема. В начале извлекают штанги с плунжером, а затем НКТ с цилиндром.

Вставные насосы, опускаются в скважину в собранном виде, т.е. цилиндр вместе с плунжером и клапанном на насосных штангах извлекаются при ремонте на поверхность, так же в собранном виде путем подъема насосных штанг. Насос устанавливают и закрепляют в скважине с помощью специальной замковой опоры, которая спускается в скважину заранее на трубах.  вставные насосы с неподвижным цилиндром, с верхним механическим креплением (обозначаются буквосочетанием RHAM);  Вставные насосы с неподвижным цилиндром, с верхним манжетным креплением (обозначаются буквосочетанием RHAC), вставные насосы с неподвижным цилиндром, с нижним механическим креплением (обозначаются буквосочетанием RHBM). Вставные насосы с неподвижным цилиндром, с нижним манжетным креплением (обозначаются буквосочетанием RHBC).