Содержание

1.Описание скважинного штангового насоса НН1Б-44………………………...3

2.Условия работы насоса…………………………………………………………4

3.Причины отказов штангового насоса………………………………………….4

4.Критерии отказов штангового насоса…………………………………………7

5.Показатели надежности………………………………………………………...8

5.1.Показатели безотказности……………………………………………………8

5.2.Показатели долговечности…………………………………………………...8

5.3.Показатели ремонтопригодности…………………………………………….8

5.4.Показатели сохраняемости…………………………………………………...8

5.5.Комплексный показатель надежности………………………………………8

6.Структура эксплуатации………………………………………………………..9

6.1.Текущий ремонт насоса………………………………………………………9

6.2.Капительный ремонт насоса………………………………………………...10

7.Расчет показателей надежности………………………………………………13

Список литературы………………………………………………………………16

1. Описание скважинного штангового насоса нн1б-44

Штанговый скважинный насос рис.1 предназначен для подъема жидкости из нефтяных скважин. Входит в состав скважинной штанговой насосной установки [2].

Рис.1 Штанговый насос

Штанговый скважинный насос состоит из длинного цилиндра 4. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан 5, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на НКТ 11. В нем перемещается плунжер 3 в виде длинной гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан 1. Плунжер подвешивается на штангах 12. Для захвата узла всасывающего клапана имеется захватный шток 7 [2].

Плунжер штангового насоса длиной 1500 мм имеет исполнение П2Х (присоединительные резьбы внутренние). Материал плунжера – нержавеющая сталь с твердохромированным покрытием.

Цилиндр насоса толстостенный исполнения ЦБ. Материал цилиндра – нержавеющая сталь. Внутренняя поверхность цилиндра азотирована.

Клапаны всасывающий и нагнетательный шариковые типа К. Материал клапанной пары – нержавеющая сталь.

При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник устьевой обвязки поступает в нефтесборную сеть [2].

2. Условия работы насоса

Штанговый насос установлен на глубине 1000-1500 м;

Профиль скважины – наклонно-направленный;

Дебит жидкости – 1-30 м³/сут;

Длина хода полированного штока – 3 м;

Содержание свободного газа на приеме в насос – до 10%;

Вязкость нефти – 0,01 Па*с;

Обводненность продукции скважины – 0,5 – 0,9;

Содержание механических примесей в откачиваемой жидкости – 20-300 мг/л;

Температура добываемой жидкости – 60 ⁰С;

Минерализация пластовой воды – 20-40 г/л;

Содержание асфальтенов в продукции скважины – 10-15%;

Содержание парафинов в продукции скважины – до 5 %;

Содержание СО₂ – 20 - 180 мг/л.

2. Причины отказов штангового насоса

Для выяснения возможных причин выхода из строя оборудования была проанализирована статистика отказов в 2011–2012 гг. погружных штанговых насосов ОАО «Белкамнефть». Было исследовано 500 отказов насосного оборудования, которые дали следующие результаты [7]:

- 65 % отказов возникло в результате исчерпанного ресурса оборудования;

- на 10 % отказов повлияло выпадение в твердую фазу асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО);

- 9 % отказов выявлено в некачественном обслуживании оборудования бригадами ОПРС. Данный тип отказов возникал при различных степенях наработки в часах, основной же причиной является человеческий фактор, который способствовал поломке оборудования;

- 7 % отказов выявлено по причине наличия механических примесей, в частности, выноска песка из пласта с фильтрующейся жидкостью, которая при попадании в насос вызывает ухудшение качества работы, износ рабочих частей или же полный отказ оборудования;

- 3 % от общего количества отказов – брак завода-изготовителя;

- 3 % отказов были выявлены из-за возникновения стойких высоковязких эмульсий в теле насоса, которые могли привести к отказу клапанов или разрыву штанг из-за резкого увеличения нагрузки при ходе плунжера вверх;

- 2 % отказов выявлены из-за ввода в эксплуатацию насоса после проведенных геолого-технических мероприятий на скважине;

- 1 % отказов работы насосного оборудования произошел по причине разрушения с последующим выкашиванием тела цилиндра.

Были выявлены причины отказов по исчерпанному ресурсу работы оборудования [7]:

- коррозионный износ клапанов;

- продольные трещины по корпусу клапанов;

- обрыв резьбы клапана;

- износ седла клапана;

- разрушение шарообразного элемента клапана, выкрашивание.

При изучении сектора отказов по исчерпанному ресурсу работы оборудования были получены следующие части СШНУ, подверженные разрушению [7]:

- 42 % – обрыв по телу штанги;

- 21 % – негерметичность НКТ;

- 16 % – обрыв по компенсатору напряжения (резьба);

- 7 % – отказ клапанов;

- 5 % – обрыв по клетке клапана открытого;

- 4 % – отворот штанг;

- 4 % – обрыв НКТ;

- 1 % – обрыв по корпусу насоса.

Данные о ремонтах скважинного оборудования на месторождениях ПО «Азнефть» показывают, что основной причиной подземных ремонтов скважин являются неполадки в узлах скважинного штангового насоса ( 40-45%). Основная причина малой наработки штанговых насосов – коррозионные поражения плунжера, седла и шарика клапанного узла. Поэтому к клапанным узлам предъявляют высокие требования по надежности, так как от них зависит работоспособность штанговой установки в целом [11].

Анализ 442 штанговых насосов по нескольким производителям, отработавших на Павловском месторождении в среднем по 340 суток, выявил, что одним из наиболее проблемных узлов являются пары «плунжер-цилиндр», а также наличие твердых фракций в насосе. Причины отказов СШНУ на Павловском месторождении [10]:

- 38% отворот штанг;

- 33 % отложения АСПО в насосе;

- 24% износ пары плунжер-цилиндр;

- 5% коррозия клапана.

Для анализа работы скважинного оборудования были использованы

фактические материалы эксплуатации ШСНУ в НГДУ «Туймазанефть» за 1992 - 2003 годы. На отказы собственно насосов приходится 28 % от общего числа. При рассмотрении поднятых насосов установлено, что в 72 % случае происходит запарафинивание клапанов и плунжера, в 18% - износ плунжерной пары [9].

В таблице 1 приведены сведения по отказам плунжерных насосов в НГДУ «Уфанефть» за 2000 и 2001 годы. Анализ данных показывает, что отказы связаны с заклиниванием плунжеров и выходом из строя клапанных узлов [9].

Таблица 1 Причины отказов плунжерных насосов в НГДУ «Уфанефть»

Годы	Всего спуще-но	Число отказов	% отказов	Причины отказов
				Заклинивание плунжера	Износ клапана	Обрыв штока	Обрыв плунжера	Прочие
2000	460	91	19,8	27	20	-	5	37
2001	423	70	16,5	24	34	1	-	11

С целью разработки технических требований ТНК-ВР к штанговым насосам для работы в осложненных условиях необходимо выяснить технические причины отказов оборудования. Была проведена оценка состояния 44 насосов, отработавших на скважинах Самотлорского нефтяного месторождения. В среднем изношены около 20% плунжеров. Причем чаще всего наблюдался односторонний износ [5].

Штоки плунжеров 50% поднятых насосов находились в неудовлетворительном состоянии и имели односторонний износ по телу и коррозионные разрушения. Причины: высокое содержание растворенного углекислого газа, высокая обводненность продукции скважины [5].

По статистике отказов ШГН на скважинах ТНК-ВР в Западной Сибири более 64% аварий вызваны негерметичностью клапанов. Исследование условий работы ШГН на скважинах в Западной Сибири позволило выделить три главных фактора, которые способствуют ускоренной эрозии рабочих

поверхностей клапанов [4].

Во-первых, это наличие растворенного углекислого газа в составе попутно-добываемых вод [4].

Во-вторых, наличие кварцевого песка в добываемой жидкости, который серьезно осложняет работу штангового насоса и приводит к его частым поломкам. Для борьбы с песком в современном нефтедобывающем оборудовании применяются разнообразные сепараторы песка и десендеры, но полностью защитить рабочие узлы штангового насоса от миллиардов

разрушающих ударов частиц кварца не удается [4].

Третий фактор — это эксплуатация скважин с низкими забойными давлениями [4].

Клапаны штангового насоса работают в условиях гидроабразивного изнашивания в коррозионно-активной среде. Основные причины отказов клапанных узлов: коррозия шарика в виде язв (язвенная коррозия при повышенном содержании углекислого газа в пластовой воде), выработка, поверхностное выкрашивание седла в результате износа пары шарик-седло [5].