Отчет по учебной практике в «ТНК-ВР»

Скважинные штанговые  насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами.

• Детали насоса изготовлены из высоколегированных и специальных сталей и сплавов;
• Цилиндр насоса толстостенный с хромированным покрытием и

азотированием 70 HRC, длина цилиндра 4200мм;

• Плунжер из углеродистой стали с хромированным покрытием и азотированием 67-71 HRC наружной поверхности;
• Непрямолинейность насоса 0,08мм на длине 1000мм;
• Шероховатость поверхности цилиндра и плунжера 0,2мкм;
• Клапанные пары из материала типа стеллит или карбид вольфрама;
• На нижней (внешней) стороне насоса нарезана трубная резьба для подвешивания «хвостовика» или дополнительного оборудования (фильтра, ГПЯ и т.п.)
• В верхней части насоса (не вставного) вкручивается патрубок длиной 0,5м с муфтой для работы с ключами и элеватором при спуске его в скважину.

ШГН выпускаются двух типов:

• Вставные

НВ1 - насос скважинный вставной с цельным цилиндром  и верхней замковой опорой.

• Невставные  (трубные)

НН2Б - насос скважинный не вставной с цельным цилиндром  и сливным клапаном.

В настоящее время  в основном применяются 

• невставные насосы типа НН-2Б с условным размером (диаметром плунжера) 32, 44, 57и 68мм, а также
• вставные насосы  НВ1Б -28, НВ1Б - 32, НВ1Б - 44 и НВ1Б - 57мм с верхней замковой опорой.

В условное обозначение  входят:

• тип насоса;
• исполнение по цилиндру;
• условный размер (диаметр плунжера) насоса;
• ход плунжера в мм уменьшенный в 100 раз;
• напор насоса в м уменьшенный в 100 раз;

 

• группа посадки;
• исполнение по стойкости к среде;

• конструктивные особенности;

Примеры условных обозначений  насоса:

1. НВ1БП - 44-18-12-2-И ОСТ26-16-06-86 - насос вставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный),для эксплуатации с повышенным содержанием песка (более 1,3г/л.), условным размером (диаметром) 44мм, ходом плунжера 1800мм, напором 1200м, 2 группы посадки и износостойкий к агрессивной среде - И.
2. Н2Б-57-30-12-1 ОСТ 26-16-06-86 - насос не вставной, исполнением по цилиндру Б (толстостенный, безвтулочный, цельный), условным размером (диаметром) 57мм, ходом плунжера 3000мм, напором 1200м, 1 группы посадки, нормального исполнения по стойкости к откачиваемой среде.

Насосы по конструктивным особенностям - область применения.

Т - с полым (трубчатым) штоком, обеспечивающим подъем жидкости по каналу колонны полых штанг

А - с сцепляющим устройством (автосцепом) (только для НН) обеспечивающим сцеплением колонны штанг с плунжером  насоса.

Д1 - одноступенчатые, двухплунжерные - обеспечивающие создание гидравлического тяжелого низа.

Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные - обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости

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

В собранном насосе, плунжер смазанный веретенным маслом, должен плавно и без заеданий перемещаться по всей длине цилиндра в зависимости от группы посадки.

Посадка плунжера в цилиндре насоса характеризуется предельными  величинами зазоров (на диаметр) между  плунжером и цилиндром. В зависимости от предельных величин зазоров насосы выпускаются следующих групп посадки:

«0» группа - до 0,045мм.

«1» группа - от 0,020 до 0,070мм

«2» группа - от 0,070 до 0,120мм

«3» группа - от 0,120 до 0,170мм

Насосные штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения от СК к плунжеру насоса.

Штанга это металлический стержень круглого сечения с квадратной головкой под ключ. Ни головке накатывается резьба. Накатка резьбы осуществляется роликами или гребенками на резьбонакатных автоматах путем пластической деформации заготовки. Создается профиль с благоприятно расположенными волокнами. Предел выносливости повышается на 40-90%.

Головку штанги выполняют с плавным переходом от утолщения к основному телу штанги. Штанги воспринимают переменные и знакопеременные нагрузки, поэтому очень важно не допускать концентрации напряжений и явлений остаточной деформации при продольном изгибе штанги.

Штанги выпускают  диаметром 16, 19, 22 и 25 мм но основному  телу штанги, длиной 8м. Для более точного соблюдения глубины подвески плунжера насоса применяют короткие штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2и 3 м.

Штанги изготавливают из углеродистой или легированной стали и подвергают термической обработке. Марка стали, и вид термообработки зависят от условий эксплуатации. Наружная поверхность штанг упрочняется ТВЧ или дробеструйной обработкой, (отказы уменьшаются в 3,5 и 2,5 раза соответственно).

Штанги собирают в колонны. Колонна штанг может быть одно-, двух- и трехступенчатой, то есть собранной из штанг разного диаметра для уменьшения собственного веса.

Для соединения штанг одинакового диаметра выпускают соединительные муфты, а для штанг разного диаметра - переводные. Поставляют штанги с муфтами, плотно навинченными на один конец, упакованными в пакеты по 16 штук. Открытая резьба штанги и муфты закрывается колпачками и пробками.

Каждую штангу маркируют на двух противоположных сторонах каждого квадрата. На одной стороне наносят знак завода-изготовителя и условный номер плавки, на другой -марку стали, год выпуска, квартал. Штанга, обработанная ТВЧ, маркируется на третьей стороне квадрата буквой Т.

 

               2.3 Подземный ремонт скважин

Подземный ремонт включает все работы по смене или профилактическому осмотру глубинного оборудования (насосно-компрессорных труб, штанг, глубинных насосом или их деталей, защитных приспособлений и др.), по очистке забоя скважины от песка и грязи, отложений парафина и солей, по ликвидации аварий (например: Обрывы штанг, труб), а также работы, связанные с изоляцией вод, с переходом на другой эксплуатационный объект, с изменением способа эксплуатации и ликвидацией скважин и пр.

Несложные   работы   выполняются   силами   промысла   (текущий ремонт). Большинство из них проводятся по специальным графикам, в   порядке   планово-предупредительных   ремонтов.   Более   сложные работы, связанные с выпрямлением смятых колонн, изоляцией вод, с разбуривавшем пробок, с ликвидацией серьезных аварий н др., выполняются при капитальном ремонте и обычно поручаются специальным конторам или цехам капитального ремонта, действующим в масштабе НПУ.

В состав любых работ  по подземному ремонту скважин входят операции по спуску и подъему труб (и штанг), требующие наличия у  скважин тех или иных подъемных  устройств, а также стационарных или передвижных подъемных механизмов (лебедок).

Промысловые бригады  подземного ремонта работают повахтенно. В состав вахты (смены) обычно входят три человека: оператор с помощником (у скважины) и машинист (у лебедки).

Подготовка рабочего места у скважины (ремонт пола и  мостков, подготовка площадки для подъемника и пр.) поручают вспомогательным — подготовительным — бригадам рабочих.

 

2.4 Методы воздействия на прискважинную часть пласта

Кислотные обработки  скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей  сравнительной простоты, дешевизны, доступное реагентов и часто встречающихся благоприятных условий их проведения.

Основной компонент  кислотных растворов, применяемых  при воздействии на призабойную  зону пласта, - соляная кислота.

Растворами соляной  кислоты обрабатываются карбонатные  породы, содержащие известняки, доломиты или терригенные коллекторы, в составе которых присутствуют карбонатные цементирующие вещества.

Известняк и доломит растворяются в соляной кислоте.

 Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе принимается равной 10-16%.

Применение кислоты  с низкой концентрацией (менее 10 %) вызывает необходимость нагнетать в пласт большое количество воды,  в результате чего  может осложниться процесс освоения скважин после кислотной обработки.

       Применение кислоты с высокой концентрацией (более 16%) также нежелательно, так как это приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния, трудноизвлекаемых из пласта.  Кроме того, с увеличением концентрации кислоты возрастают также коррозионная активность, эмульгирующая способность  и  вероятность выпадения солей  в осадок при контакте кислоты с пластовой водой, а также в результате растворения гипса.

Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных обработок. Для первичных обработок пористых  малопроницаемых пород расход раствора составляет 0,4-0,6 м³ на 1 м толщины пласта, высокопроницаемых - 0,6-1 м³/м; для вторичных обработок - соответственно 0,6-1 и 1-1,5 м³/м. При воздействии на трещиноватые породы для первичной обработки необходимо 0,6-0,8 м³ раствора на 1 м толщины пласта, а для вторичной - (1-1,5) м³.

При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют следующие реагенты.

1. Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие  кислоты  на оборудование, с помощью которого раствор кислоты транспортируют, перекачивают и хранят.

2. Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе «нефть – нейтрализованная кислота», ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и отреагировавшей кислоты.

3. Стабилизаторы – вещества, необходимые дли удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из соляной кислоты вредной примеси — серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария.

Рабочий раствор кислоты  готовят на промысловых базах  по приемке и хранению химических реагентов. Существует строгая последовательность операций по приготовлению кислоты, то есть обогащению ее необходимыми при обработке пласта компонентами.

       Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий и снова перемешивают до исчезновения его хлопьев. Затем добавляют интенсификатор и после перемешивания дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

Для транспортирования и нагнетания в пласт жидкостей при кислотной обработке призабойных зон скважин используются насосные установки УНЦ1-160-500К (АзИНМАШ-30А) и АКПП-500, оснащенные трехплунжерным насосом 5НК-500 с приводом от тягового двигателя автомобиля.

Для кислотных обработок  скважин, вскрывших терригенные  коллекторы, состоящие преимущественно  из силикатных веществ (кварца) и каолинов, применяют смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот, которую называют глинокислотой.

Для приготовления раствора применяют техническую плавиковую кислоту с содержанием HF не менее 10%.

Для получения глинокислоты, содержащей 4% HF и 8% НСI, необходимо иметь исходную концентрацию НСI 13%, и в 1 м³ такой кислоты растворить 71 кг товарного бифторид-фторид аммония.

Расход глинокислоты устанавливают  равным 0,3—0,4 м³ на 1 м толщины пласта, а для трещиноватых пород — 0,75—1 м³.

 Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Нефть или воду нагревают на устье  скважины с помощью паропередвижных  установок или электронагревателей. Практически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны пласта требуется 15-30 м³ горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.