Отчет о прохождении ознакомительной (учебной) практики в НГДУ «СН»

Насос НСН1 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 НСН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 всасывающий 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 НСН2 выпускается с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгружен. Аналогично насосу НСВ2 максимальная глубина спуска насосов НСН2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.

Для эксплуатации скважин в осложненных условиях разработаны насосы специальных типов. Для откачки жидкости с большим содержанием механических примесей (песка до 0,2 % по объему) предназначен насос НСВ1П в абразивостойком исполнении. В отличии от насоса НСВ1 он имеет одинарные нагнетательный и всасывающий клапаны с седлами из твердого сплава. Для откачки жидкости с объемным содержанием песка 0,2 % предназначен насос НСН2Т с седлами клапаном из твердого сплава и использованием трубчатых штанг. Откачиваемая жидкость из плунжера поступает не в НКТ, а в полые штанги и по ним поднимается на поверхность, то есть рабочие поверхности цилиндра и плунжера изолированы от добываемой жидкости с песком. При подъеме полых штанг жидкость из них сливается в скважину через отверстие в плунжере.

Для эксплуатации скважин, обводненных (более 99 %), и с значительным пескопроявлением (более 0,2 % по объему) имеются насосы НСВ1В и НСН2В. В отличие от НСВ1 и НСН2 в них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри плунжера установлен сепаратор для отделения нефти от откачиваемой жидкости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной пары. Седла клапанов изготовлены из твердого сплава.

Для откачки высоковязкой жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых является рабочим, а другой создает дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НСВД в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего плунжера имеет дополнительный всасывающий клапан, что создает камеру для сжатия газированной жидкости.

Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объемном содержании свободного газа на приеме не более 25 %, а для остальных конструкций допустимое объемное содержания свободного газа не должно превышать 10 %.

Насос НСНА 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 вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделяется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из коротких стальных или чугунных втулок каждая длиной 300 мм) и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5; 1,8 м. Наружная поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отполированы. Плунжеры в зависимости от содержания механических примесей в откачиваемой жидкости принимают гладкими, с кольцевыми канавками, с винтовой канавкой, типа пескобрей или армированными резиновыми кольцами.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок:

Группа                                                      зазор, мм

0................................................................<0,045

1...................................................................0,02–0,07

2...................................................................0,7 – 0,12

3...................................................................0,12–0,17

Чем больше вязкость жидкости, тем выше принимается группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска насоса рекомендуется использовать насосы с меньшей величиной зазора.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НСВ – 28-55 мм и 1,2-6 м, а для НСН – 28-93 мм и 0,6-4,5м.

В условное обозначение насоса входят: тип насоса, исполнение, условный размер (диаметр плунжера) в мм, уменьшенная в 100 раз, и наибольшая длина спуска насоса в м, также уменьшенная в 100 раз. Например, НСН2-32-30-12, где 32-диаметр, мм; 30х100-длина хода плунжера, мм; 12х100-наибольшая глубина спуска насоса, м.

Выбор насоса осуществляется с учетом состава откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды), ее свойства, дебита и глубины его спуска. Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера насоса.

В целом скважинные штанговые насосы обеспечивают откачку продукции с обводненностью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПа.с, содержанием твердых механических примесей до 0,5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, минерализацией воды до 200 мг/л и температурой до 130˚С.

Динамометрирование  глубинно-насосных установок

В управлении процессом глубинонасосной добычи нефти важнейшим источником информации о работе насоса являются данные динамометрирования, которые увязывают типоразмер спущенного в скважину оборудования, характеристику станка-качалки, глубину спуска насоса и динамометрический уровень, дебит скважины, обводненность и т.д.

Динамограмма работы штангового глубинного насоса представляет собой запись усилий. На практике используют по перемещению точки подвеса штанг. Для определения механических неполадок необходимо практическую наложить на теоретическую. Методика  расшифровки динамограмм основана на теоретической динамограмме нормальной работы глубинного насоса при построении которой учтено лишь действие следующих сил: тяжести, упругости материала штанг и труб, силы Архимеда. Исключено действие сил инерции движущихся масс и гидродинамического трения, т.е. движение штанг предполагается замедленным. По показаниям динамограммы могут быть определены степень заполнения цилиндра насоса, герметичности нагнетательного, всасывающего клапанов и колонн насосно-компрессорных труб, влияние газа на заполнение цилиндра, отворот или обрыв колонны насосных штанг, заклинивание плунжера в цилиндре и других неполадок в работе подземного оборудования.

3.4 Эксплуатация скважин установками ЭЦН

Эксплуатация скважин УЭЦН также является механизированным способом добычи нефти и газа. Установки ЭЦН выпускаются для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25-1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.

Подбор типоразмера УЭЦН к конкретной скважине и расчет глубины ее спуска производятся по методике, адаптированной к условиям месторождений нефтегазодобывающего управления.

Ответственность за выбор методики расчета (подбора) установок несет главный технолог (начальник ПТО) НГДУ.

Ответственность за правильный подбор типоразмера УЭЦН и определение глубины ее спуска несут ведущий инженер (ведущий технолог) и ведущий геолог ЦДНГ.

Подбор типоразмера и определение глубины спуска установки производятся с учетом следующих факторов:

- возможность отбора расчетного дебита по жидкости при фактическом коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт;

- интенсивность набора кривизны эксплутационной колонны в зоне размещения УЭЦН не должна превышать 15 минут на 10 метров;

- погружение насоса под динамический уровень определяется содержанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса;

- до 25% - без газового сепаратора, более 25% - с газовым сепаратором;

- напор насоса должен обеспечивать откачку жидкости глушения при выводе на режим, а также откачку пластовой жидкости при ожидаемом динамическом уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъемном лифте;

- обеспечение работы ЭЦН в зоне оптимального режима напорно-расходной характеристики.

- УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья (фонтанной арматуры тройникового и крестового типа), электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплутационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (клямсами), подается на электродвигатель с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном – спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250-300 м, а иногда и до 600 м.

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производится под контроллером мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 4 разряда; электромонтер ЦБПО ЭПУ.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

- ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплутационном паспорте;

- проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска динамический уровни в скважине с записью в эксплутационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и в АГЗУ.

Электромонтер ЭМЦ проверяет сопротивление изоляции системы «кабель – двигатель» (что должно быть не менее 5 МОм), работоспособность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит: ЗСП – 2.5, ЗП – по номинальному току.

По величине сопротивления изоляции системы «кабель – двигатель» менее 5 МОм запуск запрещается.

Электромонтер ЭМЦ по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться через определенное время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН запрещается.

Если за заданное время подача не появилась, то дальнейшие работы по запуску УЭЦН прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и ЭМЦ для принятия решения по дальнейшим действиям.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4.0 МПа (40 кгс/см2) установка отключается. При герметичных

НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается и производится вывод ее на нормальный режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки АГЗУ и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Когда уровень доходит до глубины, при которой погружение насоса под уровень составляет 500 м, динамический уровень отбивается каждые 5-15 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 200 м, установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы производятся под руководством технолога ЦДНГ.