Дві третини фонду (66%) свердловин, що діють, країн СНД (приблизно 16,3% всього обсягу) видобутку нафти) експлуатуються ШСНУ. Дебіт свердловин становить від десятків кілограмів на добу за кілька тонн. Насоси спускають на глибину від кількох десятків метрів до 3000 м-коду, а в окремих свердловинах на 3200-3400 м-коду.

Мал. 3.12. Схема встановлення штангового свердловинного насоса

ШСНУ включає:

1. Наземне обладнання: верстат-качалка (СК), обладнаннягирла.

2. Підземне обладнання: насосно-компресорні труби (НКТ), насосні штанги (НШ), штанговий свердловинний насос (ШСН) та різні захисні пристрої, що покращують роботу установки в ускладнених умовах.

Відмінна риса ШСНУ полягає в тому, що в свердловині встановлюють плунжерний (поршневий) насос, який приводиться в дію поверхневим приводом колоною штанг (рис. 3.12).

Штангова глибинна насосна установка (рис. 3.12) складається з свердловинного насоса 2 вставного або невставного типів, насосних штанг 4 насосно-компресорних труб 3, підвішених на планшайбі або в трубній підвісці 8, сальникового ущільнення 6, сальникового штока 7 фундаменту 10 і трійника 5. На прийомі насоса свердловинного встановлюється захисне пристосування у вигляді газовогоабо пісочного фільтра 1.

3.3.2.ШТАНГОВІ СВЕРДЛОВИНІ НАСОСИ

ШСН забезпечують відкачування із свердловин рідини, обводненістю до 99%, абсолютною в'язкістю до 100 мПа·с, вмістом твердих механічних домішок до 0,5%, вільного газуна прийомі до 25%, об'ємним вмістом сірководню до 0,1%, мінералізацією води до 10 г/л та температурою до 1300С.

За способом кріплення до колони НКТ розрізняють вставні (НСВ) та невставні (НСН) свердловинні насоси(Рис. 3.13, 3.14). У невставних (трубних) насосів циліндр з сідлом клапана, що всмоктує, опускають у свердловину на НКТ. Плунжер з нагнітальним клапаном, що всмоктує, опускають у свердловину на штангах і вводять всередину циліндра. Плунжер за допомогою спеціального штока з'єднаний з кулькою клапана, що всмоктує. Недолік НСП - складність його складання в свердловині, складність і тривалість вилучення насоса на поверхню для усунення будь-якої несправності. Вставні насоси повністю збирають на поверхні землі і опускають у свердловину всередину НКТ на штангах. НСВ складається з трьох основних вузлів: циліндра, плунжера та замкової опори циліндра.

У трубних насосах для вилучення циліндра зі свердловини необхідний підйом всього обладнання(штанг з клапанами, плунжером та НКТ). У цьому корінна відмінність між НСН та НСВ. При використанні вставних насосів у 2…2,5 рази прискорюються спуско-підйомні операції при ремонті свердловин і суттєво полегшується праця робітників. Однак подача вставного насоса при трубах даного діаметра завжди менше подачі неставного.

Насос НСВ-1 - одноступінчастий вставний, плунжерний з втулковим циліндром і замком нагорі, нагнітальним, всмоктувальним і проти-пісковим клапанами (рис. 3.13).

Мал. 3.13. Насоси свердловинні вставні

1 – впускний клапан; 2 – циліндр; 3 – нагнітальний клапан;

4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок.

Мал. 3.14. Невставні свердловинні насоси:

1 – всмоктуючий клапан; 2 – циліндр; 3 – нагнітальний клапан;

4 – плунжер; 5 – захватний шток; 6 – уловлювач

Насос НСВ спускається на штангах. Кріплення (ущільнення посадками) відбувається на замковій опорі, яка попередньо опускається на НКТ. Насос витягується зі свердловини під час підйому лише колони штанг. Тому НСВ доцільно застосовувати у свердловинах з невеликим дебітом і за великих глибин спуску.

Невставний (трубний) насос є циліндром, приєднаним до НКТ і разом з ними спускається в свердловину, а плунжер спускають і піднімають на штангах. НСН доцільні у свердловинах з великим дебітом, невеликою глибиною спуску та великим міжремонтним періодом.

Залежно від величини зазору між плунжером та циліндром виготовляють насоси наступних груп посадок (виконання «С» - тобто зі складеним циліндром):

Група	Зазор, мм
	До 0,045
	0,02 - 0,07
	0,07 – 0,12
	0,12 – 0,17

Чим більша в'язкість рідини, тим вища група посадки.

Умовний розмір насосів (за діаметром плунжера) та довжина ходу плунжера відповідно прийняті в межах:

для НСВ 29 – 57 мм та 1,2 ÷ 6 м;

НСН 32 - 95 мм і 0,6 - 4,5 м.

Позначення НСН2-32-30-12-0:

0 – група посадки;

12х100 – найбільша глибинаспуску насоса, м;

30х100 – довжина ходу плунжера, мм;

32 – діаметр плунжера, мм.

Насосна штанга призначена для передачі зворотно-поступального руху плунжера насоса. Штанга є стрижнем круглого перерізу з потовщеними головками на кінцях. Випускаються штанги з легованих сталей діаметром (по тілу) 16, 19, 22, 25 мм та довжиною 8 м – для нормальних умов експлуатації.

Для регулювання довжини колон штанг з метою нормальної посадки плунжера в циліндр насоса є укорочені штанги (футівки) довжиною 1; 1,2; 1,5; 2 та 3 м.

Штанги сполучаються муфтами. Є також трубчасті ( зовнішній діаметр 42 мм, товщина 3,5 мм.

Почали випускати насосні штанги зі склопластику (АТ «Очерський машинобудівний завод»), що відрізняються більшою корозійною стійкістю і дозволяють знизити енергоспоживання до 20%.

Застосовуються безперервні штанги "Корід" (безперервні на барабанах, перетин - напівеліпсний).

Особлива штанга – гирловий шток, що з'єднує колону штанг із канатною підвіскою. Поверхня його полірована (полірований шток). Він виготовляється без головок, а на кінцях має стандартне різьблення.

Для захисту від корозії здійснюють фарбування, цинкування тощо, а також застосовують інгібітори.

Устьєве обладнаннянасосних свердловин призначено для герметизації затрубного простору, внутрішньої порожнини НКТ, відведення продукції свердловин та підвішування колони НКТ.

Устьєве обладнаннятипу ОУ включає гирловий сальник, трійник, хрестовину, запірні крани та зворотні клапани.

Устьовий сальник герметизує вихід гирлового штока за допомогою сальникової головки та забезпечує відведення продукції через трійник. Трійник вкручується в муфту НКТ. Наявність кульового з'єднання забезпечує самоустановку головки сальника при неспіввісності сальникового штока з віссю НКТ, виключає одностороннє зношування набивання ущільнювача і полегшує зміну набивання.

Колона НКТ підвішена на конусі в хрестовині та розташована ексцентрично щодо осі свердловини, що дозволяє проводити спуск приладів у затрубний простір через спеціальний гирловий патрубок із засувкою.

Верстати-качалки – індивідуальний механічний привід ШСН (табл.3.2, 3.3).

Таблиця 3.2

Верстат-гойдалка	Число ходів балансиру за хв.	маса, кг	Редуктор
СКД-1,5-710	5÷15	3270	Ц2НШ-315
СКД4-2,1-1400	5÷15	6230	Ц2НШ-355
СКД6-2,5-2800	5÷14	7620	Ц2НШ-450
СКД8-3,0-4000	5÷14	11600	НШ-700Б
СКД10-3,5-5600	5÷12	12170	Ц2НШ-560
СКД12-3,0-5600	5÷12	12065	Ц2НШ-560

У шифрі верстата - гойдалки типу СКД, наприклад СКД78-3-4000, зазначено: літери - верстат гойдалки дезаксіальний, 8 - найбільше допустиме навантаження Рmax на головку балансиру в точці підвісу штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - найбільша довжина ходу гирлового штока м; 4000 - найбільший крутний момент, що допускається, М кр max на веденому валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10-2кН·м).

Верстат-гойдалка (рис.3.15) є індивідуальним приводом свердловинного насоса.

Таблиця 3.3

Верстат-гойдалка	Довжина гирлового штока, м	Число коливань балансиру, мін	Потужність електродвигуна, кВт	маса, кг
СКБ80-3-40Т		1,3÷3,0	1,8÷12,7	15÷30	12000
СКС8-3,0-4000		1,4÷3,0	4,5÷11,2	22÷30	11900
ПФ8-3,0-400		1,8÷3,0	4,5÷11,2	22÷30	11600
ОМ-2000		1,2÷3,0	5÷12		11780
ОМ-2001		1,2÷3,0	2÷8	22/33	12060
ПНШ 60-2,1-25		0,9÷2,1	1,36÷8,33	7,5÷18,5	8450
ПНШ 80-3-40		1,2÷3,0	4,3÷12	18,5÷22	12400

Основні вузли верстата-качалки - рама, стійка у вигляді усіченої чотиригранної піраміди, балансир з поворотною головкою, траверса з шатунами, шарнірнопідвішена до балансиру, редуктор з кривошипами та противагами. СК комплектується набором змінних шківів зміни числа коливань, тобто. Регулювання дискретне. Для швидкої зміни та натягу ременів електродвигун встановлюється на поворотній рамі-салазках.

Монтується верстат-гойдалка на рамі, що встановлюється на залізобетонну основу (фундамент). Фіксація балансу в необхідному (крайньому верхньому) положенні головки здійснюється за допомогою гальмівного барабана (шківа). Головка балансира відкидна або поворотна для безперешкодного проходу спускопідйомного та глибинного обладнанняпри підземному ремонті свердловини. Оскільки головка балансира здійснює рух дугою, то зчленування її з гирловим штоком і штангами є гнучка канатна підвіска 17 (рис.3.15). Вона дозволяє регулювати посадку плунжера в циліндр насоса або вихід плунжера з циліндра, а також встановлювати динамограф для дослідження роботи обладнання.

Амплітуду руху головки балансиру (довжина ходу гирлового штока - 7 на рис. 3.12) регулюють шляхом зміни місця зчленування кривошипу з шатуном щодо осі обертання (перестановка пальця кривошипа в інший отвір).

За один подвійний хід балансу навантаження на СК нерівномірне. Для врівноважування роботи верстата-качалки поміщають вантажі (противаги) на балансир, кривошип або на балансир і кривошип. Тоді врівноважування називають відповідно балансирним, кривошипним (роторним) чи комбінованим.

Блок управління забезпечує управління електродвигуном СК аварійних ситуаціях(обрив штанг, поломки редуктора, насоса, порив трубопроводу тощо), а також самозапуск СК після перерви у подачі електроенергії.

Випускають СК із вантажопідйомністю на головці балансира від 2 до 20 т.

Мал. 3.15. Верстат-гойдалка типу СКД:

1 - підвіска гирлового штока; 2 – балансир з опорою; 3 – стійка; 4 – шатун;

5-кривошип; 6 – редуктор; 7 - ведений шків; 8 – ремінь; 9 – електродвигун; 10-провідний шків; 11 - огорожа; 12 – поворотна плита; 13 – рама; 14 -проти-вага; 15 – траверса; 16 - гальмо; 17 - канатна підвіска

Електродвигунами до СК служать короткозамкнені асинхронні у вологоморозостійкому виконанні трифазні електродвигуни серії АТ та електродвигуни АО2 та їх модифікації АОП2.

Частота обертання електродвигунів 1500 та 500 хв –1.

В даний час російськими заводами освоєно та випускаються нові модифікації верстатів-качалок: СКДР і СКР (уніфікований ряд з 13 варіантів вантажопідйомністю від 3 до 12 т.), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-114.00.000 (гідрофіцований) . Верстати-качалки для тимчасової видобуткуможуть бути мобільними (на пневмоході) з автомобільним двигуном.

Устаткування установки штангового глибинного насоса (УШГН)

Видобуток нафти за допомогою штангових насосів – найпоширеніший спосіб штучного підйому нафти. Відмінна риса ШСНУ полягає в тому, що в свердловині встановлюють плунжерний (поршневий) насос, який приводиться в дію поверхневим приводом колоною за допомогою штанг.

Перед іншими механізованими способами видобутку нафти УШГН мають такі переваги:

володіння високим коефіцієнтом корисної дії;

проведення ремонту можливе безпосередньо на промислах;

для первинних двигунів можна використовувати різні приводи;

установки ШГН можуть застосовуватися в ускладнених умовах експлуатації - в піскопроявляючих свердловинах, за наявності нафти парафіну, що видобувається, при високому газовому факторі, при відкачуванні корозійної рідини.

Є у штангових насосів та недоліки. До основних недоліків відносяться: обмеження по глибині спуску насоса (чим глибше, тим вища ймовірність обриву штанг); мала подача насоса; обмеження по нахилу стовбура свердловини та інтенсивності його викривлення (незастосовні у похилих та горизонтальних свердловинах, а також у сильно викривлених вертикальних)

Конструктивно обладнання УШГН включає наземну і підземну частину.

До наземного обладнання належать:

· Привід (верстат-качалка) - є індивідуальним приводом глибинного штангового насоса, що спускається в свердловину і пов'язаного з приводом гнучким механічним зв'язком - колоною штанг;

· гирла арматура із сальниками полірованого штока призначена для ущільнення штока та герметизації гирла свердловини.

До підземного обладнання належать:

· Насосно-компресорні труби (НКТ), що є каналом, по якому рідина, що видобувається, надходить від насоса на денну поверхню.

· глибинний насос, призначений для відкачування зі свердловини рідини, обводненої до 99% з температурою не більше 130°С вставного або не вставного типів

· Штанги - призначені для передачі зворотно-поступального руху плунжеру глибинного насоса від верстата - гойдалки і є своєрідним штоком поршневого насоса.

На малюнку 1 представлена ​​схема штангової свердловинно- насосної установки(УШГН).

Малюнок 1. Схема штангової свердловинно-насосної установки (УШГН)

1 – експлуатаційна колона; 2 - всмоктуючий клапан; 3 – циліндр насоса; 4 – плунжер; 5 – нагнітальний клапан; 6 – насосно-компресорні труби; 7 – насосні штанги; 8 – хрестовина; 9 - гирловий патрубок; 10 – зворотний клапан для перепуску газу; 11 – трійник; 12 - гирловий сальник; 13 - гирловий шток; 14 - канатна підвіска; 15 – головка балансиру; 16 – балансир; 17 – стійка; 18 - балансирний вантаж; 19 – шатун; 20 - кривошипний вантаж; 21 - кривошип; 22 - редуктор; 23 - ведений шків; 24 - клинопасова передача; 25 - електродвигун на поворотній санці; 26 - провідний шків; 27 – рама; 28 - блок керування.

Установка працює в такий спосіб. Плунжерний насос приводиться в дію від верстата-качалки, де обертальний рух, що отримується від двигуна за допомогою редуктора, кривошипно-шатунного механізму і балансира, перетворюється на зворотно-поступальний рух, що передається плунжеру штангового насоса через колону штанг. При ході плунжера вгору в циліндрі насоса знижується тиск і нижній клапан, що всмоктує, піднімається, відкриваючи доступ рідини (процес всмоктування). Одночасно стовп рідини, що знаходиться над плунжером, притискає до сідла верхній (нагнітальний) клапан, піднімається вгору та викидається з НКТ у робочий маніфольд (процес нагнітання).

При ході плунжера вниз верхній клапан відкривається, нижній клапан тиском рідини закривається, а рідина, що знаходиться в циліндрі, перетікає через порожнистий плунжер НКТ.

Малюнок 2. Верстат-качалка типу СКД

1 - підвіска гирлового штока; 2 – балансир з опорою; 3 – стійка (піраміда); 4 – шатун; 5 - кривошип; 6 – редуктор; 7 - ведений шків; 8 – ремінь; 9 – електродвигун; 10 - провідний шків; 11 - огорожа; 12 – поворотна плита; 13 – рама; 14 - противагу; 15 – траверса; 16 - гальмо; 17 – канатна підвіска.

Верстат-гойдалка (рисунок 2) є індивідуальним приводом свердловинного насоса.

Верстат-гойдалка повідомляє штангам зворотно-поступальний рух, близький до синусоїдального. СК має гнучку канатну підвіску гирлового штока та відкидну або поворотну головку балансиру для безперешкодного проходу спуско-підйомних механізмів (талевого блоку, гака, елеватора) під час підземного ремонту.

Балансир хитається на поперечній осі, укріпленої в підшипниках, і зчленовується з двома масивними кривошипами за допомогою двох шатунів, розташованих по обидва боки редуктора. Кривошипи з рухомими противагами можуть переміщатися щодо осі обертання головного валу редуктора на ту чи іншу відстань уздовж кривошипів. Противаги необхідні для врівноважування верстата-гойдалки.

Всі елементи верстата-гойдалки: стійка, редуктор, електродвигун кріпляться до єдиної рами, що закріплюється на бетонному фундаменті.

Крім того, всі СК забезпечені гальмівним пристроєм, необхідним для утримання балансу і кривошипів в будь-якому заданому положенні. Точка зчленування шатуна з кривошипом може змінювати свою відстань щодо центру обертання перестановкою пальця кривошипа в той чи інший отвір. Цим досягається поступова зміна амплітуди коливань балансиру, тобто. довжина ходу плунжера.

Оскільки редуктор має постійне передатне число, то зміна частоти хит досягається тільки зміною передавального числа клинопасової трансмісії і зміною шківа на валу електродвигуна на більший або менший діаметр.

Свердловинні штангові насоси є гідравлічною машиною об'ємного типу, де ущільнення між плунжером і циліндром досягається за рахунок високої точності робочих поверхонь і регламентованих зазорів.

Конструктивно всі насоси свердловин складаються з циліндра, плунжера, клапанів, замка (для вставних насосів), приєднувальних і настановних деталей. При конструкції насосів дотримується принцип максимально можливої ​​уніфікації зазначених вузлів та деталей для зручності заміни зношених деталей та скорочення номенклатури потрібних запасних частин.

Насоси застосовуються такими видами:

· Невставні

· Вставні.

Невставні насоси спускаються у напіврозібраному вигляді. Спочатку на НКТ спускають циліндр насоса. А потім на штангах спускають плунжер із зворотним клапаном. Невставний насос простий за конструкцією. Циліндр невставного насоса кріпиться безпосередньо на колоні НКТ, зазвичай, у нижній її частині. Нижче циліндра знаходиться замкова опора, в якій замикається всмоктувальний клапан. Після спуску в свердловину циліндра та замкової опори починається спуск плунжера на колоні штанг. Коли в свердловину спущено ту кількість штанг, яка необхідна для заходу плунжера в циліндр і посадки клапана, що всмоктує, на замкову опору, проводиться остаточне підганяння висоти підвіски плунжера. Всмоктуючий клапан опускається в свердловину, закріплений на нижньому кінці плунжера за допомогою захватного штока. Коли клапан, що всмоктує, приводить у дію замкову опору, остання замикає його за допомогою механічного замка або фрикційних манжет. Потім плунжер звільняється від клапана, що всмоктує, шляхом обертання штангової колони проти годинникової стрілки. Після цього компонування плунжера піднімається від клапана, що всмоктує, на висоту, необхідну для вільного ходу плунжера вниз.

Тому при необхідності заміни такого насоса доводиться піднімати із свердловини спочатку плунжер на штангах, а потім і НКТ із циліндром.

Вставні штангові насоси спускають у свердловину у зібраному вигляді. Попередньо в свердловину опускається замкова опора або поряд з останньою НКТ.

Залежно від умов у свердловині в неї опускається нижній механічний замок або нижній замок манжетного типу, якщо насос із замком внизу, або механічний верхній замок або верхній замок манжетного типу, якщо насос із замком нагорі. Потім свердловину на колоні штанг опускається вся насосна установка з вузлом посадки на замкову опору. Після фіксації насоса на замковій опорі підганяють висоту підвіски плунжера так, щоб він знаходився якомога ближче до нижньої основи циліндра. У свердловинах з більшим вмістом газу бажано виконати підвіску так, щоб рухомий вузол насоса майже торкався нижньої основи циліндра, тобто. довести до мінімуму відстань між всмоктуючим та нагнітальним клапаном під час плунжера вниз. Відповідно для зміни такого насоса не потрібно зайвий раз проводити спуск-підйом труб. Вставний насос працює за тим же принципом, що й не вставний.

І той і інший вид насоса має свої переваги, так і недоліки. Для кожних конкретних умов застосовують найбільш підходящий тип. Наприклад, за умови утримання в нафті великої кількостіпарафіну переважно застосування невставних насосів. Парафін, відкладаючись на стінках НКТ може заблокувати можливість підняття плунжера вставного насоса. Для глибоких свердловин краще використовувати вставний насос, щоб знизити витрати часу на спуск-підйом НКТ при зміні насоса.

Розрізняють такі типи насосів свердловин (рисунок 3):

НВ-1 - вставні із замком нагорі;

НВ-2 - вставні із замком внизу;

ПН - невставні без уловлювача;

НН-1 - невставні із захватним штоком;

НН-2С - невставні з уловлювачем.

В умовному позначенні насоса, наприклад НН2БА-44-18-15-2, перші дві літери і цифра вказують тип насоса, наступні літери - виконання циліндра і насоса, перші дві цифри - діаметр насоса (мм), наступні довжину ходу плунжера (мм ) та натиск (м), зменшені в 100 разів і остання цифра - групу посадки.

Рисунок 3. Типи свердловинних штангових насосів

Застосування насосів ПН переважно у свердловинах з великим дебітом, невеликою глибиною спуску та великим міжремонтним періодом, а насоси типів НВ у свердловинах з невеликим дебітом, при великих глибинах спуску. Чим більша в'язкість рідини, тим вище група посадки. Для відкачування рідини з високою температурою або підвищеним змістомпіску та парафіну рекомендується використовувати насоси третьої групи посадки. При великій глибині спуску рекомендується використовувати насоси з меншим проміжком.

Насос вибирають з урахуванням складу рідини, що відкачується (наявності піску, газу і води), її властивостей, дебіту і глибини його спуску, а діаметр НКТ - в залежності від типу і умовного розміру насоса.

Принцип роботи насосів ось у чому. При ході плунжера вгору в міжклапанному просторі циліндра створюється розрядження, рахунок чого відкривається всмоктуючий клапан і відбувається заповнення циліндра. Наступним ходом плунжера вниз міжклапанний об'єм стискається, рахунок чого відкривається нагнітальний клапан і рідина, що надійшла в циліндр, перетікає в зону над плунжером. Періодичні переміщення вверх і вниз, що здійснюються плунжером, забезпечують відкачування пластової рідини і нагнітання її на поверхню в порожнину труб. При кожному наступному ході плунжера в циліндр надходить майже одне і те ж кількість рідини, яка потім перетворюється на труби і поступово піднімається до гирла свердловини.

Загальні відомості

Найбільш поширений спосіб видобутку нафти - застосування штангових насосних свердловинних установок (Рис.1). Дебіт свердловин, обладнаних ШГН, становить від кількох сотень кілограмів до кількох десятків тонн. Насоси спускають на глибину від кількох сотень метрів до 2000 м (в окремих випадках до 3000 м).

Обладнання ШСНУ включає:

Наземне встаткування.

Фонтанна арматура.

Обв'язка гирла свердловини.

Верстат-гойдалка.

Підземне встаткування.

Насосно-компресорні труби.

Насосні штанги

Штанговий насос свердловин.

Різні захисні пристрої (газовий або пісочний якір, фільтр тощо)

У свердловині, обладнаній ШСНУ, подача рідини здійснюється глибинним плунжерним насосом, який приводиться в дію за допомогою спеціального приводу (верстата-качалки) за допомогою колони штанг. Верстат-гойдалка перетворює обертальний рух електродвигуна на зворотно-поступальний рух підвіски штанг.

Верстати-качалки – індивідуальний механічний привід ШСН (табл.19).

Таблиця 19

Верстат-гойдалка	Число ходів балансиру за хв.	маса, кг	Редуктор
СКД4-2,1-1400
СКД6-2,5-2800
СКД8-3,0-4000
СКД10-3,5-5600
СКД12-3,0-5600

У шифрі верстата - гойдалки типу СКД, наприклад СКД78-3-4000, зазначено: літери - верстат гойдалки дезаксіальний, 8 - найбільше навантаження Р max на головку балансиру в точці підвісу штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - найбільша довжина ходу гирлового штока м; 4000 - найбільший крутний момент, що допускається, М кр max на веденому валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10 -2 кН·м).

Верстат-гойдалка (рис.20) є індивідуальним приводом свердловинного насоса.

Таблиця 20

Верстат-гойдалка	Довжина гирлового штока, м	Число коливань балансиру, мін	Потужність електродвигуна, кВт	маса, кг
СКС8-3,0-4000
ПНШ 60-2,1-25

Основними елементами СК є рама (21), стійка (8) з балансиром (13), два кривошипи (15) з двома шатунами (14), редуктор (16), клинопасова передача (18), електродвигун (19) і блок управління, що підключається до промислової лінії силової електропередачі.

Рама виконана із профільованого прокату у вигляді двох полозів, з'єднаних між собою поперечками. На рамі кріпляться усі основні вузли СК.

Стійка виконана з профільованого прокату чотириногої конструкції з поперечними зв'язками.

Балансир складається з дугової головки (10) та тіла балансиру (13) одноблочної конструкції.

Опора балансира створює шарнірне з'єднання балансира з траверсою та шатунами.

Траверса призначена для з'єднання балансу з двома паралельно працюючими шатунами.

Шатун представляє сталеву трубну заготівлюяка з одного кінця притискається до пальця, а з іншого - шарнірно до траверси.

Кривошип перетворює обертальний рух веденого валу редуктора у вертикальний поворотно-поступальний рух колони штанг.

Редуктор призначений для зменшення частоти обертання, що передається від електродвигуна кривошипам верстата-качалки. Редуктор - двоступінчастий, із циліндричною шевронною зубчастою передачею.

Гальмо (22) виконане у вигляді двох колодок, що кріпляться до редуктора.

Клинопасова передача з'єднує електродвигун і редуктор і складається з клиноподібних ременів, шківа редуктора та набору швидкозмінних шківів.

Електродвигун - асинхронний, трифазний з підвищеним пусковим моментом, короткозамкнутий, закритий.

Поворотна санка (23) під електродвигун служить для швидкої зміни та натягу клиноподібних ременів.

Підвіска гирлового штока призначена для з'єднання гирлового штока (7) з СК. Вона складається з канатної підвіски (12) та верхніх і нижніх траверс (9).

Для герметизації гирлового штока фонтанна арматура обладнується сальниковим пристроєм. Устьовий шток з'єднується за допомогою колони штанг із плунжером глибинного штангового насоса.

Свердловинні штангові насоси (ОСТ 26-26-06-86) є надійним та економічним експлуатаційним обладнанням нафтових свердловин, що широко застосовуються для відбору пластової рідини (суміші нафти, води та газу).

Показники для нормальної роботи штангових насосів:

· Температура рідини, що перекачується - не більше 130 С

· Обводненість рідини, що перекачується - не більше 99%

· В'язкість рідини - не більше 0,025 Па_с

· Мінералізація води - до 10 мг/л

· максимальна концентрація механічних домішок – до 1,3 г/л

· Концентрація сірководню - не більше 50 мг/л

· Водневий показник попутної води (рН) 4,2-8

Насос працює в такий спосіб. При ході плунжера вгору в міжклапанному просторі циліндра створюється розрідження, за рахунок чого відкривається клапан, що всмоктує (кулька піднімається з сідла) і циліндр заповнюється при закритому нагнітальному клапані. Наступним ходом плунжера вниз міжклапанний об'єм стискається, відкривається нагнітальний клапан і рідина, що надійшла в циліндр, перетікає в зону над плунжером при закритому всмоктувальному клапані. Переміщення вгору і вниз, що періодично здійснюються плунжером, забезпечують відкачування пластової рідини і нагнітання її на земну поверхню.

Свердловинні штангові насоси являють собою вертикальну одноступінчасту і одноплунжерну конструкцію одинарної дії з цілісним нерухомим циліндром, рухомим металевим плунжером, нагнітальним клапанами, що всмоктують.

· Деталі насоса виготовлені з високолегованих та спеціальних сталей та сплавів;

· Циліндр насоса товстостінний з хромованим покриттям та азотуванням 70 HRC, довжина циліндра 4200мм;

· Плунжер з вуглецевої сталі з хромованим покриттям та азотуванням 67-71 HRC зовнішньої поверхні;

· Непрямолинійність насоса 0,08 мм на довжині 1000 мм;

· Шорсткість поверхні циліндра та плунжера 0,2мкм;

· Клапанні пари з матеріалу типу стелліт або карбід вольфраму;

· На нижній (зовнішній) стороні насоса нарізана трубне різьбленнядля підвішування «хвостовика» або додаткового обладнання (фільтра, ДПЗ тощо)

· У верхній частині насоса (не вставного) вкручується патрубок довжиною 0,5 м з муфтою для роботи з ключами та елеватором при спуску його в свердловину.

ШГН випускаються двох типів:

· Вставні

НВ1 - насос свердловинний вставний з цільним циліндром та верхньою замковою опорою.

· Невставні (трубні)

НН2Б - свердловинний насос не вставний з цілісним циліндром і зливним клапаном.

В даний час в основному застосовуються

· Невставні насоси типу НН-2Б з умовним розміром (діаметром плунжера) 32, 44, 57 і 68мм, а також

· Вставні насоси НВ1Б -28, НВ1Б - 32, НВ1Б - 44 і НВ1Б - 57мм з верхньою замковою опорою.

До умовного позначення входять:

тип насосу;

виконання по циліндру;

умовний розмір (діаметр плунжера);

хід плунжера мм зменшений в 100 разів;

напір насоса в м зменшений у 100 разів;

група посадки;

виконання за стійкістю до середовища;

конструктивні особливості;

Приклади умовних позначень насоса:

НВ1БП - 44-18-12-2-І ОСТ26-16-06-86 - насос вставний, виконанням по циліндру Б (товстостінний, безвтулковий, цільний), для експлуатації з підвищеним вмістом піску (більше 1,3 г/л.) , умовним розміром (діаметром) 44 мм, ходом плунжера 1800мм, напором 1200м, 2 групи посадки та зносостійкий до агресивного середовища - І.І.

1 – замок; 2 – шток; 3 - упор; 4 – контргайка; 5 – клітина плунжера; 6 – циліндр; 7 – плунжер; 8 – нагнітальний клапан; 9 - всмоктуючий клапан

НН2Б-57-30-12-1 ОСТ 26-16-06-86 - насос не вставний, виконанням по циліндру Б (товстостінний, безвтулковий, цільний), умовним розміром (діаметром) 57мм, ходом плунжера 3000м0, напором 1 посадки, нормального виконання по стійкості до середовища, що відкачується.

1 – циліндр; 2 – шток; 3 – клітина плунжера; 4 – плунжер; 5 – нагнітальний клапан; 6 - шток уловлювача; 7 - всмоктуючий клапан; 8 – сідло конуса;

Штангові насоси за ОСТ 26-16-06-86 відповідає СТ – РЕВ 4355-83, ГОСТ 6444-86.

Таблиця №21.

Виконання насоса	Умовні розміри (мм)	Різьблення штанг (мм)	Довжина ходу плунжера (мм)
	44/28,57/32,70/44

Тип насосів:

НВ1 - вставні із замком нагорі

НВ2 - вставні із замком внизу

ПН - невставні без уловлювача

НН1 - невставні із захватним штоком

НН2 - невставні з уловлювачем

Б - циліндр насоса безвтулковий

С – циліндр насоса з втулками

Класифікація насосів по конструктивним особливостям- області застосування.

Т - з порожнім (трубчастим) штоком, що забезпечує підйом рідини по каналу колони порожнистих штанг

А - з причепленням (автосцепом) (тільки для ПН), що забезпечує зчепленням колони штанг з плунжером насоса.

Д1 - одноступінчасті, двоплунжерні - що забезпечують створення важкого гідравлічного низу.

Д2 - двоступінчасті, двоплунжерні - що забезпечують двоступінчасте стиснення рідини, що відкачується.

У - з розвантаженим циліндром (тільки для НН2) що забезпечує зняття з циліндра циклічного навантаження під час роботи.

У зібраному насосі, плунжер змащений веретеною олією, повинен плавно і без заїдань переміщатися по всій довжині циліндра в залежності від групи посадки, зазначеної в таблиці №22.

Зусилля переміщення плунжера у циліндрі насоса (максимальне)

Таблиця №22.

Посадка плунжера в циліндрі насоса характеризується граничними величинами проміжків (на діаметр) між плунжером і циліндром. Залежно від граничних величин проміжків насоси випускаються наступних груп посадки:

"0" група - до 0,045 мм.

«1» група – від 0,020 до 0,070мм

«2» група – від 0,070 до 0,120мм

«3» група – від 0,120 до 0,170мм

Групи посадки плунжера в циліндрі насоса за стандартом АРІ (Американський нафтовий інститут).

Таблиця №23.

Група посадки	Діапазон зазору (мм).

Вхідний контрольштангових насосів

При надходженні ШГН до НГДУ насоси проходять вхідний контроль. Вхідний контроль здійснює служба головного механіка.

Перевірка якості та комплектності

· Перевірка якості та комплектності проводиться в цеху з ремонту ШГН після передачі їх від НГВУ в ТОВ «Нафтопромремонт» згідно з актом передачі.

· Перевірка якості та комплектності насосів проводиться компетентними фахівцями ТОВ «НПР», за потреби у присутності представника НГВУ (власника ШГН) та представника заводу виробника (при виявленні серйозних дефектів) зі складанням відповідного двостороннього акту.

· Допускається здійснювати приймання насосів за якістю в односторонньому порядку за згодою заводу-виробника.

· У день закінчення приймання насосів складається акт, який підписується всіма особами, які брали участь у перевірці якості. До акту додається копія накладної. Акт затверджується головним інженером ТОВ НПР.

· При контролі якості ШГН на зовнішні дефекти звіряється номер, зазначений у паспорті з фактичним, вибитим на перекладачі втулкового циліндра та на розточці цільного безвтулкового циліндра. За відсутності заводського паспорта фіксується фактичний номер насоса.

Насоси бракуються у таких випадках:

· у разі не проходження плунжера в циліндр (для не вставних насосів), з'єднаного з патрубком з НКТ завдовжки не менше 1200 мм;

· у разі розбіжності номера плунжера та його розміру, зазначеного у паспорті з фактичним, при розбіжності номера, але збігу розміру плунжера в експлуатаційний паспорт вносяться фактичні дані;

· при порушенні цілісності покриття хромування (відшарування, ризики, тріщини тощо);

· При виявленні в насосі хоча б однієї деталі, що була в експлуатації;

· При виявленні викривлення або погнутості циліндра насоса;

· при виявленні слідів грубої обробки поверхонь циліндра та плунжера після хромування;

· Перед відправкою ШГН на свердловину зовнішнім оглядом повіряють основні вузли насоса та плавність ходу плунжера в циліндрі.

· За наявності заклинки, ривків, стуків чи неможливості проходження плунжера по всій довжині циліндра насос бракується.

· У вставних насосах додатково перевіряють стан опорного конуса, якість складання, кріплення різьбових з'єднаньта якість посадкової поверхні замкової опори Плунжер вставного насоса витягують для ревізії після відгвинчування завзятого ніпеля.

· Герметичність циліндра в зборі з всмоктуючим клапаном та плунжера з нагнітальним клапаном, для вставних насосів у зборі із замковою опорою, перевіряється опресовуванням веретеною олією при температурі 20 С на тиск Р=150атм.

· Після перевірки комплектності та якості ШГН, у ТОВ «НПР» виписується експлуатаційний паспорт насоса, куди заносяться дані про дату перевірки, результати опресування та комплектації.

Транспортування ШГН на свердловину

· На свердловину штангові насоси доставляються на промисловому самонавантажувачі ПС-0,5, з поворотним гідрокраном вантажопідйомністю 5 тн або на будь-якому іншому транспортному засобі, що забезпечує навантаження-розвантаження і транспортування штангових насосів без їх вигину. Щоб захистити насоси від засмічення в кінцеві муфти, необхідно встановлювати спеціальні різьбові пробки (ковпачки), у вставних насосів повинна бути захищена від пошкоджень замкова опора.

· При транспортуванні, ШГН встановлюються на платформі транспортного засобу в похилому положенні, закріплюються від можливого переміщення спеціальними хомутами з гвинтовими затискачами.

· На свердловині насос вивантажується із застосуванням універсальних стропів та захватів за допомогою крана та укладається на чисте горизонтальне місце на 3-4 дерев'яні прокладкиабо на містки. Скачувати насос із платформи на землю, укладати його на труби, штанги, гирлову арматуру або встановлювати у похилому положенні категорично забороняється.

· Підняті зі свердловини насоси доставляються у ТОВ «НПР» також на транспортних засобах, призначених для перевезення ШГН з жорстким закріпленням. Розбирання насоса на свердловині забороняється.

Організація робіт при ремонті свердловин обладнаних УШДН

Свердловини обладнані УШГН подаються на ремонт за висновком технологічної служби нафтопромислу та на підставі заходів щодо необхідності проведення підземного ремонту.

Підставою для підйому УШГН є зниження чи припинення подачі. Причину несправності слід визначити попередньо за даними динамограми, знятої перед підйомом, і зазначено в експлуатаційному паспорті за підписом технолога нафтопромислу.

У графі причина відмови не допускається загальний запис «немає подання». Остаточне рішення щодо зміни ШДН приймає технолог ЦДНГ та відміткою в експлуатаційному паспорті. Бригада ПРС стає на свердловину для підйому ШГН за наявності повністю заповненого експлуатаційного паспорта.

Необхідний порядок та обсяг робіт на свердловинах обладнаних УШГН формується при складанні план-графіка руху бригад підземного ремонту свердловин НГДУ, на якому присутні представники служб та цехів НГДУ (ЦИТС, ПТО, ЦДНГ, ЦНІПР, ЦПРС).

План-графік руху бригад ПРС (ВРХ) затверджується головним інженером НГВУ.

Для свердловин із часто ремонтованого фонду (3 і більше відмов УШГН за ковзний рік) складається окремий план робіт, який узгоджується нафтопромислом, ЦПРС, ЛТТНД і при розгляді план-графіка ці свердловини включаються в рух бригад.

Обсяг робіт визначається на підставі

· Вивчення режиму експлуатації відмовила УШГН,

· причин відмов попередніх установок,

· Характеристики свердловин,

· виду робіт (зміна УШГН, введення після буріння, переведення на ШГН)

· шаблонування експлуатаційної колони (за наявності затяжок, посадок у процесі СПО обладнання УШГН), спускати шаблон рекомендується до глибини на 150м вище за інтервал перфорації, діаметр шаблону 120мм і довжина 9м;

· скреперування експлуатаційної колони (при затяжках і не проходженні шаблону при СПО, гідравлічним або механічним скрепером до глибини спуску шаблону, з подальшим промиванням стовбура свердловини (проводиться не рідше одного разу на три роки або при введенні з бездіяльності - більше 3х років);

Визначення поточного вибою свердловини здійснюється за заявкою нафтопромислу:

· після очищення вибою жолонкою, промивання;

· після аварії, «польотів» УШГН на забій свердловини;

· При частих відмови УШГН пов'язаних з попаданням в насос піску, мехпримесей, АСПО;

· Після робіт з освоєння пласта або робіт з очищення привибійної зони пласта;

Очищення вибою, промивання свердловини:

· Після проведення соляно-кислотних обробок, інших обробок привибійної зони;

· За результатами вимірювання поточного вибою свердловини;

Технологія ремонту свердловин обладнаних УШДН

· Ремонт свердловин обладнаних ШГН проводять спеціалізовані ремонтні бригади згідно з планом робіт та відповідно до Правил ведення ремонтних робіт та інших нормативних актів.

· Перед глушінням свердловини проводиться замір статичного рівня Н ст і пластового тиску Р пл. За результатами виміру нафтопромисел приймає рішення про глушення або ремонт без глушення (відповідно до переліку свердловин узгоджених з УЗСО ГДТН).

· Глушення свердловин проводиться відповідно до діючої у ВАТ «Томскнафта» ВНК інструкції з глушіння свердловин обладнаних УШГН.

Нафтопромисел несе відповідальність за достовірність інформації про підготовленість свердловини до глушіння.

· Результати глушіння оформляються актом із зазначенням типу рідини глушення, її об'єму, щільності, тиску та циклів при глушенні. Акт підписується майстром із глушіння, передається до бригади ПРС і зберігається разом із пусковою документацією на ремонт свердловини.

· Бригада приступає до ремонту свердловини лише за наявності плану робіт (наряд-замовлення), затвердженого та узгодженого ЦДНГ та ЦПРС, а також повністю заповненого експлуатаційного паспорта на УШГН. Відповідальним за якість заповнення паспорта є технолог нафтопромислу.

Перед ремонтом свердловини необхідно провести наступні підготовчі роботи:

§ закріпити спеціальним затиском полірований шток;

§ демонтувати канатну підвіску;

§ відкинути головку балансира.

Після проведення ремонтних робіт на свердловині бригада ТРС у присутності представника ЦДНГ має викликати подачу та опресувати НКТ насосом зі складанням акта про приймання свердловини з ремонту. При герметичності НКТ та стабільній роботі насоса верстат – гойдалка запускається у роботу.

§ Майстер бригади ПРС (ВРХ) заповнює експлуатаційний паспорт ШГН із зазначенням усіх параметрів компонування спущеного підземного обладнання (діаметр НКТ, штанг та кількість, наявність та кількість центраторів, фільтра, ДПЯ тощо)

Акт про здачу свердловини з ремонту підписується після 72 години безвідмовної роботи ШГН представником нафтопромислу. Підставою для підписання акта про здачу свердловини з ремонту є замір дебіту свердловини та динамограма, знята після запуску свердловини. До акту на ремонт свердловини додається експлуатаційний паспорт ШГН, який повинен зберігатися разом з актом, та при подальшому ремонті передаватись ЦПРС із заповненням даних про роботу насоса.

Запуск свердловин обладнаних УШДН

За 2 години до запуску свердловини бригадою ТРС підтверджується заявка на виклик представника нафтопромислу. Заявка передається диспетчеру чи технологу нафтопромислу.

Прийом свердловин обладнаних УШГН із ремонту здійснюється цілодобово. У першу зміну майстром ЦПРС (ВРХ) та майстром нафтопромислу (або особами їх заміщають), у другу зміну старшим оператором ПРС і старшим оператором нафтопромислу.

Перед запуском свердловини з УШГН перевірити справність наземного обладнання:

o на гирловій арматурі - зворотний клапан та засувки, патрубок ехолотування з вільним доступом до нього, пробовідбірний кран на викидній лінії та ін;

o працездатність групової вимірювальної установки «Супутник»;

o герметичність насосно-компресорних труб та СУСГ;

Запуск та виведення свердловини на режим обладнаної УШГН здійснюється оператором з видобутку нафти та газу.

Оператор з видобутку нафти виконує всі необхідні операції з гирловою арматурою, колектором, АГЗУ «Супутник», забезпечує контроль за величиною подачі зі свердловини та передачі даних диспетчеру (технологу) нафтопромислу.

Контроль за зміною рівня рідини в затрубному просторі та динамометрування свердловин проводить оператор з дослідження або оператор видобутку нафти (не рідше одного разу на добу заміряє Ндін, Рз, і динамометрування).

Відповідальність за виведення свердловин на режим, своєчасне відключення насосної установки при позаштатних режимах або запуск при неготовності обладнання (несправність АГЗУ «Супутник», негерметичність засувок, зворотного клапанана затруб'я та ін) несе технологічна служба нафтопромислу та майстер бригади видобутку. Рішення про спосіб виведення на режим або зупинення насоса для усунення виявлених неполадок приймає провідний технолог нафтопромислу.

· Перед спресуванням свердловини визначити подачу, зібрати гирловий сальник (СУСГ) з полірованим штоком, на маніфольдну лінію встановити манометр (шкала не більше 100 атм.).

· Поворотно-поступальним хитанням штанг за допомогою підйомного агрегату підняти тиск на маніфольдній лінії по манометру - 30атм.

· Простежити падіння тиску на манометрі при відкритій затрубній засувці.

УШГН вважається придатним до експлуатації, якщо при опресуванні насос піднімає тиск до 30 атм. і при зупинці коливання падіння тиску не перевищує 5 атм. за 15 хв. При цьому в нижньому сальнику та з'єднаннях фонтанної арматури пропусків газу та рідини не повинно бути.

· Після опресування полірований шток з'єднується з підвісною траверсою і верстат - гойдалка запускається в роботу.

· Протягом 2х годин після запуску, оператора дослідження або оператора д/н необхідно заміряти дебіт свердловини, рівень рідини в затрубному просторі і провести динамометрування. У разі низької (високої) посадки плунжера, удару верхньої муфти штанг про СУСГ, бригада ПРС проводить повторне припасування посадки плунжера.

· Усі документи по свердловині підписуються майстром і технологом нафтопромислу після 72 години безвідмовної роботи підземного обладнання, за умови, що всі зауваження нафтопромислу, зазначені під час приймання свердловини з ремонту, усунуті.

При прийманні свердловини з ремонту до обладнання ШСНУ та території свердловини висуваються такі вимоги:

При крайньому нижньому положенні головки балансира відстань між траверсою підвіски сальникового штока або штангоутримувачем та гирловим сальником має бути не більше 200 мм.

Фланцеві з'єднання фонтанної арматури та обв'язки гирла свердловин повинні бути герметичними та мати повний комплект кріплення.

Гирло свердловини та територія свердловини та обладнання ШГН повинні бути очищені від замазученості, а територія куща свердловин очищена від труб, штанг та обладнання, що використовується при ремонті свердловини.

Виведення свердловин обладнаних УШГН на режим

Метою операції з виведення свердловини з УШГН режим є забезпечення працездатності насоса в початковий період введення свердловини в експлуатацію після ремонту.

Перед запуском свердловини обладнаної УШГН

· Перевірити готовність наземного обладнання,

· Виміряти статичний рівень і

· Запустити установку.

В експлуатаційному паспорті зазначити час появи подачі.

Виміряти подачу свердловини (Qж) за допомогою АГЗУ «Супутник», зіставити її з теоретичною продуктивністю спущеного насоса; потім знімається динамограма та відбирається проба рідини.

У початковий період після запуску УШГН здійснюється регулярний контроль за величиною подачі та темпом зниження динамічного рівня. Не допускається відкачування рівня нижче ніж 200м над прийомом насоса.

При виведенні свердловини на режим періодичність вимірів Н дин. і Q ж повинна визначатися технологічною службою кожної свердловини індивідуально.

Величина динамічного рівня свердловини і працездатність УШГН визначається з допомогою ехолота і динамографа.

У зимовий часУ разі тривалої зупинки свердловини на приплив повинні бути передбачені заходи від заморожування колектора.

Час виведення режим визначається кожної свердловини індивідуально.

Свердловина вважається виведеною режим, якщо результати 3х вимірювань динамічного рівня виконані з інтервалом щонайменше 1 години близькі за значенням при постійної продуктивності.

Виконавцю робіт із виведення на режим свердловини з УШГН (оператору видобутку чи оператору з дослідження) щозмінно передавати інформацію диспетчеру нафтопромислу.

Після виведення на режим свердловини з УШГН через 1 добу виконати

· Вимір динамічного рівня Н дин.,

· продуктивність свердловини Q ж,

· Відбір проб рідини на обводненість продукції та на вміст хутра. домішок,

· Зняти динамограму.

Заповнити відповідні графи експлуатаційного паспорта на УШГН за виведенням її на режим при необхідності з додатком підтверджуючих документів (динамограми, результатами вимірів тощо).

Експлуатація свердловин з УШГН

· Після виведення свердловини на встановлений режим, нафтопромисел дає заявку на виконання робіт з дорівноваження верстата-качалки.

· Протягом двох діб з моменту запуску УШГН, нафтопромисел здійснює контроль за її роботою. Надалі контроль за роботою свердловини проводиться динамометруванням, вимірами дебіту рідини, гирлових тисків та динамічного рівня.

· Протягом перших двох тижнів роботи УШГН, нафтопромисел проводить комплекс досліджень на свердловині з метою визначення оптимального режимуроботи спущеного насосу.

· Будь-яка зміна режимів роботи свердловини обладнаної УШГН має бути обґрунтовано розрахунками. Відповідальним за своєчасне проведення розрахунків та систематичне внесення змін режиму роботи УШГН є технолог нафтопромислу.

Постійно діюча комісія з розслідування передчасних відмов УШГН проводить розслідування причин відмов насосів із напрацюванням до 100 діб.

Періодичність контролю за роботою свердловин з УШГН

Таблиця №24

Контрольований параметр	Метод контролю	Періодичність контролю
1. Навантаження на штанги та подача	Динамометрування	Після запуску скв.і виведення на режим При зміні режиму роботи Перед ПРС Поточний контроль не менше 2 разів на місяць.
Замір дебіту рідини з одно- тимчасове відбиття рівня.	За лічильниками АГЗУ та хвилемірів.	Після запуску та виведення на режим вкв. У разі зміни режиму роботи. Перед ПРС.
Відбір проб рідини на обводненість (%)	Після виведення вкв. на режим. У разі зміни режиму роботи. Поточний контроль не менше одного разу на місяць.
4. Відбір проб на КВЧ	Після запуску та виведення скв.на режим. 4.2. Поточний контроль не менше одного разу на місяць.

Дані експлуатації повинні своєчасно заноситись до експлуатаційного паспорта УШГН, відповідальним за заповнення паспорта є технолог нафтопромислу.

Штангові глибинні насоси (ШГН) – це насоси, що занурюються значно нижче рівня рідини, яку планується перекачати. Глибина занурення у свердловину дозволяє забезпечити не тільки стабільний підйом нафти з великої глибини, а й відмінне охолодження самого насоса. Також подібні насоси дозволяють піднімати нафту з високим відсотковим вмістом газу.
Штангові насосивідрізняються тим, що привід у них здійснюється за рахунок незалежного двигуна, що знаходиться на поверхні рідини, за допомогою механічного зв'язку, власне, штанги. Якщо використовується гідродвигун, то джерелом енергії є та ж рідина, що перекачується, подається в насос під високим тиском. Незалежний двигун у цьому випадку встановлюється на поверхні. Штангові насоси свердловинні об'ємного типу застосовуються для підняття нафти зі свердловин.

Типи штангових насосів

1. Невставні. Циліндр насоса опускається в нафтову свердловину насосними трубами без плунжера. Останній опускається нанасосні штанги , і вводиться в циліндр спільно з всмоктуючим клапаном. При заміні такого насоса необхідно спочатку підняти зі свердловини плунжер на штангах, а потім і НКТ з циліндром.
2. Вставні. Циліндр із плунжером опускається в нафтову свердловину на штангах. У подібних насосів діаметр плунжера повинен бути набагато меншим, ніж трубний діаметр. Відповідно, при необхідності заміни такого насоса не потрібно зайвий раз проводити спуск-підйом труб.

Глибинні штангові насосибувають з нижнім або верхнім манжетним кріпленням і можуть бути з механічним кріпленням у верхній або нижній частині.Штангові глибинні насоси мають ряд переваг, в які входять: простота конструкції, можливість відкачування рідини з нафтових свердловин, якщо інші методи експлуатації неприйнятні. Подібні насоси здатні працювати на дуже великій глибині, і мають простоту процесу регулювання. Також до переваг варто віднести механізацію процесу відкачування та простоту в обслуговуванні установки.

Переваги глибинних штангових насосів

• Мають високий коефіцієнт корисної дії;
• Для первинних двигунів можуть бути використані найрізноманітніші приводи;
• Проведення ремонту безпосередньо на місці викачування нафти;
• Установки штангових глибинних насосів можуть проводитися в ускладнених умовах видобутку нафти - у свердловинах з наявністю дрібнодисперсного піску, при наявності парафіну в продукті, що видобується, при високому газовому факторі, при відкачуванні різних корозійних рідин.

Характеристики глибинних штангових насосів

• Обводненість – до 99%;
• Температура – ​​до 130 С;
• Робота при вмісті механічних домішок до 1,3 г/літр;
• Робота при вмісті сірководню – до 50 мг/л;
• Мінералізація води – до 10 г/л;
• Показники pH – від 4 до 8.

Видобуток нафти із застосуванням свердловинних штангових насосів – один із найпоширеніших способів видобутку нафти. Це не дивно, простота та ефективність роботи поєднуються в ШГН із високою надійністю. Більше 2/3 діючих свердловин використовують установки із ШГН.
Для замовлення штангового глибинного насосанеобхідно заповнити опитувальний лист або звернутися до наших спеціалістів, заповнивши форму у правій частині сторінки або зателефонувавши за вказаними контактними телефонами.

Якщо коротко, то всередині відбуваються два основні процеси:
відділення газу від рідини- потрапляння газу до насоса може порушити його роботу. Для цього використовуються газосепаратори (або газосепаратор-диспергатор або просто диспергатор або здвоєний газосепаратор або навіть здвоєний газосепаратор-диспергатор). Крім того, для нормальної роботи насоса необхідно фільтрувати пісок і тверді домішки, які містяться в рідині.
підйом рідини на поверхню- насос складається з безлічі крильчаток або робочих коліс, які, обертаючись, надають прискорення рідини.

Як я вже писав, електровідцентрові занурювальні насоси можуть застосовуватися в глибоких і похилих нафтових свердловинах(і навіть у горизонтальних), сильно обводнених свердловинах, у свердловинах з йодо-бромистими водами, з високою мінералізацією пластових вод, для підйому соляних і кислотних розчинів. Крім того, розроблені та випускаються електровідцентрові насоси для одночасно-роздільної експлуатації кількох горизонтів в одній свердловині. Іноді електровідцентрові насоси застосовуються також для накачування мінералізованої пластової води в нафтовий пласт з метою підтримки пластового тиску.

У зборі УЕЦН виглядає так:

Після того, як рідина піднята на поверхню, її необхідно підготувати для передачі трубопровід. Продукція, що надходить з нафтових і газових свердловин, не є відповідно чистими нафтою і газом. Зі свердловин разом з нафтою надходять пластова вода, попутний (нафтовий) газ, тверді частинки механічних домішок (гірських порід, затверділого цементу).
Пластова вода – це сильно мінералізоване середовище із вмістом солей до 300 г/л. Вміст пластової води в нафті може досягати 80%. Мінеральна вода викликає підвищену корозійну руйнацію труб, резервуарів; тверді частинки, що надходять з потоком нафти зі свердловини, викликають знос трубопроводів та обладнання. Попутний (нафтовий) газ використовується як сировина та паливо. Технічно та економічно доцільно нафту перед подачею в магістральний нафтопровід піддавати спеціальної підготовки з метою її знесолення, зневоднення, дегазації, видалення твердих частинок.

Спочатку нафта потрапляє на автоматизовані групові вимірювання (АГЗУ). Від кожної свердловини індивідуальним трубопроводом на АГЗУ надходить нафта разом з газом і пластовою водою. На АГЗУ проводять облік точної кількості нафти, що надходить від кожної свердловини, а також первинну сепарацію для часткового відділення пластової води, нафтового газу та механічних домішок з направленням відділеного газу газопроводом на ГПЗ (газопереробний завод).

Всі дані з видобутку - добовий дебіт, тиск та інше фіксуються операторами в культбудку. Потім ці дані аналізуються та враховуються під час виборів режиму видобутку.
До речі, читачі, хтось знає, чому культбудку так називається?

Далі частково відокремлена від води та домішок нафта вирушає на встановлення комплексної підготовки нафти (УКПН) для остаточного очищення та постачання магістрального трубопроводу. Однак, у нашому випадку, нафту спочатку проходить на дожимну. насосну станцію(ДНР).

Як правило, ДНЗ застосовуються на віддалених родовищах. Необхідність застосування дожимних насосних станцій обумовлена ​​тим, що найчастіше на таких родовищах енергії нафтогазоносного пласта для транспортування нафтогазової суміші до УКПН недостатньо.
Дожимні насосні станції виконують також функції сепарації нафти від газу, очищення газу від крапельної рідини та подальшого роздільного транспортування вуглеводнів. Нафта у своїй перекачується відцентровим насосом, а газ - під тиском сепарації. ДНС різняться за типами залежно від можливості пропускати крізь себе різні рідини. Дожимна насосна станція повного циклу складається з буферної ємності, вузла збору і відкачування витоків нафти, власне насосного блоку, а також групи свічок для аварійного скидання газу.

На нафтопромислах нафта після проходження групових вимірних установокприймається в буферні ємності і після сепарації надходить у буферну ємність з метою забезпечити рівномірне надходження нафти до насоса, що перекачує.

УКПН є невеликим заводом, де нафта зазнає остаточної підготовки:

• Дегазацію(остаточне відділення газу від нафти)
• Зневоднення(руйнування водонафтової емульсії, що утворюється під час підйому продукції зі свердловини та транспортування її до УКПН)
• Знесолювання(видалення солей за рахунок додавання прісної води та повторного зневоднення)
• Стабілізацію(Видалення легких фракцій з метою зменшення втрат нафти при її подальшому транспортуванні)

Для більш ефективної підготовки нерідко застосовують хімічні, термохімічні методи, а також електрозневоднення та знесолення.
Підготовлена ​​(товарна) нафта прямує до товарного парку, що включає резервуари різної місткості: від 1000 м³ до 50000 м³. Далі нафта через головну насосну станцію подається до магістрального нафтопровіду і вирушає на переробку. Але про це ми поговоримо у наступному пості:)

У попередніх випусках:
Як пробурити свою свердловину? Основи буріння на нафту та газ за одну посаду -