добываем нефть и газ

№

Характерные неисправности

Вероятная причина

Метод устранения

Вид динамограммы

 

Утечка жидкости в нагне­тательной части

Гидравлический износ пары «седло-шарик», корпуса клапана, седла конуса или наконечника

Заменить изношенные состав­ные части новыми, насос пус­тить заново

 

 

Утечка жидкости в прием­ной части

то же

то же

 

Одновременная утечка жидкости в нагнетатель­ной и приемной части

то же

тоже

 

 

Утечка жидкости из подъемных труб или зам­ковой опоры

Негерметичность резьб, тре­щина в теле труб, гидроабра­зивный износ конуса насоса или кольца опоры

Устранить течь в трубах, заме­нить изношенные детали; на­сос спустить заново

 

 

Влияние газа на работу насоса, неполное запол­нение цилиндра

Выделение газа у приема на­
соса и попадание с жидкостью
в цилиндр            ‘

Применить газовый якорь, увеличить глубину подвески насоса

Приложение 11 (продолжение)

 

Высокая посадка плунже­ра насосов типа НВ1 и НВ2

Удар верхнего конца плунжера о цилиндр насоса и срыв ци­линдра с опоры

Опустить колонну насосных штанг на величину запаса хода насоса

 

 

Заедание плунжера в ци­линдре насосов типа НН2

Попадание механических при­месей между плунжером и ци­линдром

Поднять насос, очистить и при­менить песочный якорь

 

 

Прихват плунжера в ци­линдре насосов типа НН2

то же

то же

 

Снижение динамического уровня до всасывающего клапана или малый при-ток из пласта

Недостаточная глубина под­вески или производительность не соответствуют характерис­тике

Увеличить глубину подвески насоса и установить соответ­ствующий режим подачи

 

10

Обрыв, отворотили слом клетки плунжера, штока или штанг

Слабая затяжка резьбовых со­единений, большая нагрузка на колонну штанг

Устранить отворот или обрыв штанг, проверить состояние насоса, заменить поломанные детали, насос опустить заново

Приложение 11 (окончание)

4

11 Влияние газа, утечки жидкости в нагнетатель­ной части

Гидроабразивный износ пары «седло-шарик» клапана, попа­дание газа в полость цилиндра

Заменить изношенные состав­
ные части, применить газовый
якорь                                      , -

V.

12 Влияние газа, утечки жидкости в приемной ча­сти

тоже

то же

 

13 Утечка жидкости через зазор пары «цилиндр-плунжер»

Увеличение зазора между ци­линдром и плунжером из-за чрезмерного износа

Поднять носос и списать

 

14    Естественное фонтани-рование скважин

Большое забойное давление

 

 

Низкая посадка плунжера

Удар нижнего конца плунжера о цилиндр

Приподнять колонну штанг на величину запаса хода насоса

Подбор УСШН             

Ниже приводятся основные положения по подбору УСШН.

1. Исходя из характеристик продуктивного пласта задаемся значением требуемого за­
бойного давления РЗДБ или проектным отбором жидкости из скважины Ож. Если задается Qx,
то Рзде
рассчитываем по формуле:                                                                                               .

р     =р    -

г ЗАБ       г ПЛ

Ож[0-В)вн

TIP

где:                                                                                                                                                                                  

РЗДБ
- забойное давление, МПа;                                                                     

Рпл – пластовое давление, МПа;                                                                                          

Ож – дебит скважины, м3/сут.;                                                                                               

В – обводненность продукции, доли;                                                                                  

вн – объемный коэффициент;                                                                                              

КПР
- коэффициент продуктивности, м3/сут, МПа.

2. Исходя из наличия конкретных типов СК, выбирается диаметр насоса               из соотношения:

где:                                                                                                                                                                                        :

Рпл – расчетная площадь сечения плунжера, см2;                                             

п – число качаний, мин"1;                                                                                        

SMAX- максимальная длина хода;                                                                               

Вн – коэффициент наполнения насоса;                                                                                                                   

(для Вачимского м/р – пласты АС7-Б, АС9-10 – и для Комарьинского м/р – пласт АС-9 -

принимается: Вн- 0,7 при обводненности до 50%;

.   Вн – 0,8 при обводненности более 50% и для остальных месторождений;
Вн – 0,8 при обводненности до 50%;                                                                                        

Вн
- 0,9 при обводненности более 50%). Используя таблицу 1, выбирается типоразмер насоса. Если Рпл
оказалось не равным

стандартному значению, то выбирают ближайший больший типоразмер.

                                                 Таблица 1

 

Условный диаметр насоса	28	32	38	43	56	68
Площадь сечения плунжера, см2	6,15	8,04	11,34	14,51	23,75	36,3

3. Рассчитывается глубина установки насоса.

Для расчета глубины установки насоса необходимо рассчитать допустимое давление на приеме насоса:

Рпн=Рл + 0.5 + 0.3Р|ИС-(1-В)1                                                                        

где:                                                                                                                                                              

Рпн – давление на приеме насоса, МПа;                                                                                

Рндс – давление насыщения, МПа;                                                                                         

Рп – линейное давление, МПа.                                                                                

где:

LH – глубина спуска насоса по вертикали, м;

 

Цжв ‘ глУбина скважины по вертикали, м;

Уж – удельный вес жидкости ниже приема насоса, кг/м3.                                                        … =

В зависимости от обводненности продукции удельный вес жидкости ниже приема насо­са принимается:

-   равным 930 кг/м3
при обводненности менее 40%;

-   равным 1000 кг/м3
при обводненности более 40%.

Глубина спуска насоса LH приводится к фактической по инклинограмме.

4.  Группа посадки цилиндра при глубинах спуска насоса до 1600 м выбирается исходя из
следующих условий:                                                                                                                         ;„

II группа посадки – для скважин:

-   вводимых из бурения, причем насос при этом рекомендуется применять невставного
типа;

-   имеющих обводненность 40-60%, когда образуются высоковязкие эмульсии;

-  всех месторождений при выносе мех. примесей более 1,3 г/л.                                             
I группа посадки – для скважин с обводненностью до 40% и более 60%.                  

5.  Колонна НКТ и насосных штанг подбирается в соответствии с приложением 16.

 

 

Приложение 13

Список

дополнительного подземного оборудования, используемого в ПРЦГНО

№ п/п	Наименование1 >	Сокращ. обозначение
1	Автосцеп для труб 2"	А/СЦ2
2	Автосцеп для труб  21/2"	А/Сц 2Уг
3	Замковая опора манжетная ■.	З/О М
4	Замковая опора 28/32	3/O32
5	Замковая опора 38/44	З/О 44
6	Сбивной клапан ШГН	Сб/Кл
7	Опрессовочный клапан	Опр/Кл
8	Сбивной клапан УШВН	Сб/Кл ШВН
9	Опрессовочная головка	Опр/Гол
10	П а ке р-отсе кате л ь «ГАЙБЕРСОН»	Пак/Отс
11	Клапан-отсекатель для ШГН	Кл/Отс
12	Патрубок фильтр НКТ-73 мм	ПФ-73
13′	Песочный якорь НКТ-73 мм	ПЯ-73
14	Якорь газовый НКТ-73 мм	ЯГ-73
15	Якорь газовый НКТ-89 мм	ЯГ-89

 

№ п/п	Наименование	Сокращ. обозначение
16	Якорь газовый НКТ-114мм	ЯГ-114
17	Шламоуловитель	ШЛУ
18	Многофункциональный клапан ЭЦН          :;"   , ?	МФК
19	Перепускной клапан	Пер/Кл
20	Пакер механический для колонны d=139,7	Я 139,7
21	Пакер механический для колонны d=146	Я 146
22	Пакер механический для колонны d-168	Я 168
23	Противоотворотное устройство	ПОУ
24	Мембранный клапан	М/Кл
25	Магнитный активатор	МА
26	Центратор роликовый	ЦР
27	Центратор «УФА»	ЦУ
28	Центратор «Комгорт»	ЦК
29	Центратор «Тюмень»	ЦТ
30	Центратор «Ижевск"	ЦИ
31	Центратор «Griffin»	Gr
32	Центратор «Bornemann»	Вг
33	Центрирующий фонарь	Фон

Теоретическая подача УСШН при N=.

длина хода N=4

 

насос	0,90	1,20	1,40	1,50	1,60	1,80	2,00	2,10	2,50	3,00	3,50	4,00
НВ-29	3	5	5	6	6	7	8	8	10	11	13	15
НВ-32	4	6	6	7	7	8	9	10	12	14	16	19
НВ-38	6′	8	9	10	10	12	13	14	16	20	23	26
НВ-44	8	11	12	13	14	16	18	18	22	26	31	35
НН-57	13	18	21	22	24	26	29	31	37	44	51	59
					N=5
насос	-0,90	1,20	1,40	1,50	1,60	1,80	2,00	2,10	2,50	3,00	3,50	4,00
НВ-29	4	6	7	7	8	9	10	10	12	14	17	19
НВ-32	5	7	8	9	9	10	12	12	14	17	20	23
НВ-38	■7	10	11	12	13	15	16	17	20	24	29	33
НВ-44	10	13	15	16	18	20	22	23	27	33	38	44
НН-57	17	22	26	28	29	33	37	39	46	55	64	73
N=6
насос	0,90	1,20	1,40	1,50	1,60	1,80	2,00	2,10	2,50	3,00	3,50	4,00
НВ-29	5	7	8	9	9	10	11	12	14	17	20	23
НВ-32	6	8	10	10	11	13	14	15	17	21	24	28
НВ-38	9	12	14	15	16	18	20	21	24	29	34	39
НВ-44	12	16	18	20	21	24	26	28	33	39	46	53
НН-57	20	26	31	33	35	40	44	46	55	66	77	88
					N=7
насос	0,90	1,20	1,40	1.50	1,60	1,80	2,00	2,10	2,50	3,00	3,50	4,00
НВ-29	6	8	9	10	11	12	13	14	17	20	23	27
НВ-32	7	10	11	12	13	15	16	17	20	24	28	32
НВ-38	10	14	16	17	18	21	23	24	29	34	40	46
НВ-44	14	18	21	23	25	28	31	32	38	46	54	61
НН-57	23	31	36	39	41	46	51	54	64	77	90	103
					N=8
насос               ‘	0,90	1,20	1,40	1,50	1,60	1,80	2,00	2,10	2,50	3,00	3,50	4,00
НВ-29	7	9	11	11	12	14	15	16	19	23	27	30
НВ-32	8	11	13	14	15	17	19	19	23	28	32	37
НВ-38	12	16	18	20	21	24	26	27	33	39	46	52
НВ-44	16	21	25	26	28	32	35	37	44	53	61	70
НН-57	26	35	41	44	47	53	59	62	73 *	88	103	118

                                                                                              Приложение 15

Насос скважинный штанговый исполнений НВ2Б и НН1С

m-JT

Рис. 1. Насос скважинный штанговый исполнения НВ2Б:

\, – защитный клапан; 2 – упор; 3 – шток; 4 – контргайка; 5 -  клетка плунжера; 6 – цилиндр;

7 – плунжер; 8 – нагнетательный клапан; 9 – всасывающий клапан; 10 – упорный ниппель

Рис. 2. Насос скважинный штанговый исполнения НН1С:

1 – цилиндр; 2 – шток; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – наконечник;

7 – всасывающий клапан; 8 – седло конуса                                                

Приложение 16

Предельные глубины спуска одноразмерной колонны

труб отечественного производства в скважины,

оборудованные УСШН

 

I	-D трубы, мм		Толщина стенки трубы, мм		Предельные глубины спуска колонны труб по маркам стали
!	условн.	наружи.	внутр.		д	К	Е	Л
	Гладкие трубы
	73 73	73 -.   73	62 59	5,5 7	1300 1300	1700 1700	1900 1900	2200 2200
I		Трубы с высаженными наружу	концами
I	73 73	73 73	62 59	5,5 7	1950 1950	2600 2600	2850 2850	3200 3200

Предельные глубины спуска одноразмерной колонны

труб зарубежного производства по стандарту API

в скважины, оборудованные УСШН

 

D трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Предельные глубины спуска колонны труб по маркам стали
условн.	наружи.	внутр.		Н-40	J-55 (К-55)	С-75	N-80 (L-80)	Р-105
	Гладкие трубы
73 73	73 73	62 57.4	5,5 7.8	1100	1500	2000 2300	2200 2450	2900 3220
Трубы с высаженными наружу концами
73 73	73 73	62 57,4	5,5 7,8	1500	2000	2800 2800	3000 3000	3900 4000

Одноступенчатая колонна штанг подбирается е исключительных случаях, когда нет в
наличии нужных типоразмеров.

Примечание: Компоновка насосных штанг из стали 20РМ (=90 МПа) подбирается в том случае, когда насосные штанги новые и имеются точные сведения о марке стали. В осталь­ных случаях, в т.ч. когда используются штанги б/у, компоновка насосных штанг подбирается из первой части таблицы (=70 МПа).

Приложение 17

Рекомендуемые конструкции колонны штанг

 

Колонна	Диаметр штанг, мм	Диаметр насоса, мм
28	32	38	44	57
2-х ступенчатая	22 19 •■   25 22	28 72	30 70	35 65 28 72	41 59 32 68	54 46 40 60
3-х ступенчатая	25 22 19	20 23 57	23 26 51	26 30 44	зг 35 34

Длина хода полированного штока, м

 

Тип СК	Порядковый номер отверстия от вала кривошипа
1	2	3	4	5
СК8 СКД8 ПФ8 ПШГН8 UP-9T СКС8 Lufkin	1,8 1,2 1,8 1,2 0,9 1,4 1,7	2,1 1,6 2,1 1.6 1,2 1,8 2,16	2,5 2 2.5 2 1,5 2,59	3 2.5 3 2.5 2 2,5 3,05	3.5 3 3.5 3 2.5 3

                                                                                                                                                     

Перед глушением скважин, оборудованных ШГН, необходимо произвести опрессовку НКТ на 40 кгс/см2. НКТ можно считать герметичными, если темп падения давления составляет не более 5 кгс/смг за 1 минуту для насосов d 29-32 мм и не более 10 кгс/см^ за 1 минуту для насосов d 38 мм и более. По результатам опрессовки составляется акт.

Средняя глубина спуска ЭЦН, ШГН на месторождениях составляет 1200-1400 м, поэтому глушение производится циклическим методом. Промывочную жидкость закачивают в сква­жину в объеме из расчета глубины спущенного подземного оборудования и скорости заме­щения промывочной жидкости по стволу скважины (0,1 м/сек). Скважина герметизируется для замещения промывочной жидкости. После этого в скважину закачивают объем промы­вочной жидкости, равный замещенному.

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

Ответственность за выбор методики расчёта (подбора) установок несёт главный техно­лог (начальник ПТО) НГДУ.

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

Подбор типоразмера и определение глубины спуска УЭЦН производятся с учётом следу­ющих факторов:

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

-   интенсивность набора кривизны эксплуатационной колонны в зоне размещения УЭЦН
не должна превышать 3 минут на 10 метров;

-   погружение насоса под динамический уровень определяется содержанием свободно­
го газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса: до
25% – без газового сепаратора, 25-50% – с газовым сепаратором;

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

-   обеспечение работы ЭЦН в зоне оптимального режима напорно-расходной характери­
стики (приложение 19).