 |
Методы предотвращения и борьбы с отложениями АСП
|
|
|
|
В практике добычи и транспортировки нефти широко применяются различные методы предотвращения образования АСПО, а также удаления образовавшихся отложений с поверхностей нефтяного оборудования и призабойной зоны пласта - механические, химико-механические, термические, физические, химические, физико-химические и их различные комбинации. При выборе метода предупреждения или профилактического удаления отложений АСП следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а также от состава и свойства добываемой продукции. Следует отметить и то, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры, как: интервал возможного парафинообразования и интенсивность отложений на стенках оборудования. Термические методы применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПO проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (греющий кабель, электроподогрев), горение термита в призабойной зоне пласта и т.д.
Но наиболее распространенным способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. Данная промывка представляет собой закачку в затрубное пространство скважины подогретой нефти (до 110 0С в зависимости от способа эксплуатации скважины) агрегатом АДП. При этом горячая нефть нагревает НКТ, а восходящий поток выносит растворенные отложения. Необходимо отметить, что данный метод эффективен на скважинах, оборудованных УШНГ, и фонтанных скважинах. На скважинах, эксплуатируемых с помощью УЭЦН, вследствие ограничения давления (не больше 90 атм.) и температуры (80 0С) закачки, удаление и вынос АСПО практически не происходит.
|
|
|
Данный способ имеет главный недостаток – большие тепловые потери.
Из-за высокой температуры плавления смол и асфальтенов при промывке имеют место высокие начальные и конечные давления прокачки. Как показали исследования, вынос смол и асфальтенов на большинстве скважин начинается только после прокачки 30 м3. Для увеличения эффективности использования АДП необходимо своевременно корректировать и соблюдать межочистной период скважин, а также планировать объем прокачки индивидуально для каждой скважины.,
Перспективным методом увеличения эффективности является комбинированное применение горячей промывки и ПАВ, обладающих отмывающими свойствами, или растворителей АСПО.
Механические методы используют в основном для периодического удаления АСПО- компонентов с поверхностей нефтяного оборудования, лифтов, а также с внутренних поверхностей нефтепроводов, коллекторов и т.д. Для этого применяют скребки различных конструкций, эластичные шары, перемешивающие устройства.
На скважинах, оборудованных УШГН, применяются скребки-центраторы различных конструкций (удаление отложений внутри НКТ), а также скребки различных конструкций для очистки эксплуатационных колонн. Опыт эксплуатации скребков-центраторов в НГДУ показал, что наиболее эффективно применять напаянные скребки-центраторы в комбинации со штанговращателями. Хотя возможны такие негативные последствия, как разрушение скребков, ведущее к снижению циркуляции в НКТ.
Химико-механические методы предусматривают совместное механическое и физико-химическое воздействие водных растворов технических моющих средств (ТМС) на АСПО и очищаемую поверхность. Данные методы применяются для струйной очистки от АСПО емкостей, резервуаров; циркуляционной очистки от отложений АСП скважин, трубопроводов; струйной, пароструйной, пароводоструйной, погружной очистки деталей нефтепромыслoвого оборудования.
|
|
|
Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (магнитные активаторы различных модификаций), ультразвука (звукомагнитные активаторы), покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д. На месторождениях НГДУ использовались магнитные и звукомагнитные активаторы. Магнитные активаторы способствуют образованию крупных кристаллов парафина, не способных осаждаться на стенках оборудования. В результате вся масса парафина выносится в нефтесборный коллектор.
Химические методы включают в себя использование различных реагентов, полимеров, ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, смачивателей, ПАВ-удалителей, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителями (в частности, бензиновой фракцией). Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты, поэтому обработка химическими реагентами используется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным.
В заключение можно отметить, что в настоящее время на предприятиях нефтяной и химической промышленности выпускаются современные и высокоэффективные химические реагент: ингибиторы парафиноотложений типа ТПНХ-1, многофункциональные реагенты типа МЛ и ТЕМП различных модификаций. Данные реагенты можно использовать как для предупреждения и удаления АСПО с нефтяного оборудования, так и для очистки призабойной зоны пласта, а также при глушении скважин, что способствует улучшению фильтрационной зоны пласта и облегчению освоения скважин.
Технические характеристики УСШН и замковых опор
| Штанговый насос | Условный размер,мм | Длина хода,мм | Содержание механических примесей,г/л | Вязкость добываемой жидкости,Пас,не более | Объемное содержание свободного газа,% не более | рН |
| НВ1Б | 29,32,38,44,57 | 1200-6000 | До 1,3 | 0,025 | 4,2-6,8 | |
| НВ2Б | 32,38,44,57 | 1800-6000 | ||||
| НН2Б | 32,44,57,70,95 | 1200-4500 | ||||
| НВ1С | 29,32,38,44,57 | 1200-3500 | ||||
| НВ2С | 32,44,57,70,95 | 1200-3500 | ||||
| НН1С | 29,32,44,57 | |||||
| НН2БУ | 44,57 | 1800-3500 | ||||
| ННБА | 70,95,102 | 2500-4500 | ||||
| НВ1Б…И | 29,32,38,44,57 | 1200-6000 | Более 1,3 | 6-8 | ||
| НН2Б…И | 32,44,57,70,95 | 1200-4500 | ||||
| НВ1БТ…И | 44,57 | 1200-3000 | ||||
| НН2БТ…И | ||||||
| НВ1БД1 | 38/57,57/44 | 1800-3500 | До 1,3 | 0,3 | 4,2-6,8 | |
| НН1БД1 | 44/29,57/32,70/77 | 1800-3000 | ||||
| НВ1БД2 | 38/57 | 1800-3500 | 0,025 |
|
|
|
| Замковая опора | Резьба труб по ГОСТ 633-80 | Рабочее давление,МПа | Минимальное усилие срыва замка,кН | Габаритные размеры,мм | Масса,кг/длина | Применяемость с насосами | ||
| диаметр | длина | |||||||
| ОМ-60 ОМ-73 ОМ-89 | 3,0 3,5 3,5 | 26,0 | НВ1С29,НВС132,НВ1Б29,НВ1Б32,НВ2Б32,НВ1Б29,НВ1Б32 НВ1С38,НВ1с44,НВ1Б38,НВ1Б44,НВ2Б38,НВ2Б44,НВ1БТ44,НВ1Б38,НВ1Б44 НВ1С57,НВ1Б57,НВ2Б57,НВ1БД138/57,НВ1БД157/44,НВ1БД238/57,НВ1БТ57,НВ1Б57 | |||||
| Группа посадки | Размер зазора (в мм) между цилиндром и плунжером насоса при исполнении цилиндра | |
| Б | С | |
| До 0,045 0,01-0,07 0,06-0,12 0,11-0,17 | До 0,045 0,02-0,07 0,07-0,12 0,12-0,17 |
| насос | Диаметр насоса | Длина хода плунжера,мм | Идеальная подача при 10-и двойных ходах в минуту,м2/сут | Напор,м | Длина плунжера,мм | Присоединительная резьба | Габаритные размеры,мм | Масса кг,не более | ||
| К трубам и фильтрам ГОСТ633-80 | К трубам и фильтрам ГОСТ13877-80 | диаметр | длина | |||||||
| НН2С-32-12-12 | Ш16 | |||||||||
| НН2С-32-18-12 | ||||||||||
| НН2С-32-25-12 | ||||||||||
| НН2С-32-30-12 | ||||||||||
| НН2С-44-12-15 | 26,3 | Ш19 | ||||||||
| НН2С-44-18-15 | 39,4 | |||||||||
| НН2С-44-25-15 | 54,7 | |||||||||
| НН2С-44-30-15 | 65,6 | |||||||||
| НН2С-44-35-15 | 76,6 | |||||||||
| НН2С-57-12-12 | ||||||||||
| НН2С-57-18-12 | 66,1 | |||||||||
| НН2С-57-25-12 | 91,8 | |||||||||
| НН2С-57-30-12 | 110,2 | |||||||||
| НН2С-57-35-12 | 128,5 | |||||||||
| НН2С-70-25-10 | 138,5 | Ш22 | ||||||||
| НН2С-70-30-10 | 166,2 | |||||||||
| НН2С-70-35-10 | 193,9 | |||||||||
| НН2С-95-25-08 | Ш25 | |||||||||
| НН2С-95-30-08 | ||||||||||
| НН2С-95-35-08 | ||||||||||
| НН2Б-32-12-12 | Ш16 | |||||||||
| НН2Б-32-18-12 | ||||||||||
| НН2Б-32-25-12 | ||||||||||
| НН2Б-32-30-12 | ||||||||||
| НН2Б-44-12-15 | 26,3 | Ш19 | ||||||||
| НН2Б-44-18-15 | 39,4 | |||||||||
| НН2Б-44-25-15 | 54,7 | |||||||||
| НН2Б-44-30-15 | 65,6 | |||||||||
| НН2Б-44-35-15 | 76,6 | |||||||||
| НН2Б-44-45-15 | 98,5 | |||||||||
| НН2Б-57-12-12 | ||||||||||
| НН2Б-57-18-12 | 66,1 | |||||||||
| НН2Б-57-25-12 | 91,8 | |||||||||
| НН2Б-57-30-12 | 110,2 | |||||||||
| НН2Б-57-35-12 | 128,5 | |||||||||
| НН2Б-57-45-12 | ||||||||||
| ННБА-70-25-10 | 138,5 | Ш22 | ||||||||
| ННБА-70-30-10 | 166,2 | |||||||||
| ННБА-70-35-15 | 193,9 | |||||||||
| ННБА-70-45-10 | 249,3 | |||||||||
| ННБА-95-25-08 | Ш25 | |||||||||
| ННБА-95-30-08 | ||||||||||
| ННБА-95-35-08 | ||||||||||
| ННБА-95-45-08 | 459,1 | |||||||||
| ННБА-102-25-07 | Ш25 | |||||||||
| ННБА-102-30-07 | 352,8 | |||||||||
| ННБА-102-35-07 | 411,6 | |||||||||
| ННБА-102-45-07 | 529,2 | |||||||||
| НН1С-29-09-12 | 8,8 | Ш16 | ||||||||
| НН1С-32-09-12 | 10,4 | |||||||||
| НН1С-44-09-15 | 19,7 | Ш19 | 53,5 | |||||||
| НН1С-57-09-12 |
|
|
|
| насос | Диаметр насоса,мм | Длина хода плунжера,мм | Идеальная подача при 10-ти двойнх ходах в минуту,м2/сут | Напор,м | Длина плунжера,мм | присоединительная резьба к штангам ГОСТ 13877-80 | Габаритные размеры,мм,не более | Масса,кг,не более | |
| Диаметр,D | Длина,L | ||||||||
| НВ1Б-29-12-15 | 11,4 | Ш19 | 48,2 | ||||||
| НВ1Б-29-18-15 | 17,1 | ||||||||
| НВ1Б-29-18-25 | |||||||||
| НВ1Б-29-25-15 | 23,8 | ||||||||
| НВ1Б-29-25-25 | |||||||||
| НВ1Б-29-30-15 | 28,5 | ||||||||
| НВ1Б-29-30-25 | |||||||||
| НВ1Б-32-12-15 | |||||||||
| НВ1Б-32-18-15 | |||||||||
| НВ1Б-32-18-22 | |||||||||
| НВ1Б-32-25-15 | |||||||||
| НВ1Б-29-30-25 | |||||||||
| НВ1Б-32-30-15 | |||||||||
| НВ1Б-32-30-22 | 53,5 | ||||||||
| НВ1Б-38-12-15 | |||||||||
| НВ1Б-38-18-15 | 29,5 | ||||||||
| НВ1Б-38-18-20 | 59,7 | 54,5 | |||||||
| НВ1Б-38-25-15 | 57,5 | ||||||||
| НВ1Б-38-25-20 | 61,5 | ||||||||
| НВ1Б-38-30-15 | 63,5 | ||||||||
| НВ1Б-38-30-20 | |||||||||
| НВ1Б-38-35-15 | 57,5 | ||||||||
| НВ1Б-38-35-20 | 73,5 | ||||||||
| НВ1Б-38-45-15 | 73,5 | 77,5 | |||||||
| НВ1Б-38-45-20 | 82,5 | ||||||||
| НВ1Б-38-60-15 | 95,5 | ||||||||
| НВ1Б-38-60-20 | |||||||||
| НВ1Б-44-12-15 | 26,3 | ||||||||
| НВ1Б-44-18-15 | 39,4 | ||||||||
| НВ1Б-44-25-15 | 54,7 | ||||||||
| НВ1Б-44-30-15 | 65,6 | ||||||||
| НВ1Б-44-35-15 | 76,6 | ||||||||
| НВ1Б-44-45-15 | 98,5 | ||||||||
| НВ1Б-44-60-15 | 131,3 | ||||||||
| НВ1Б-57-18-12 | 66,1 | Ш22 | 72,9 | ||||||
| НВ1Б-57-25-12 | 91,8 | 82,5 | |||||||
| НВ1Б-57-30-12 | 110,2 | Ш22 | 72,9 | ||||||
| НВ1Б-57-35-12 | 128,5 | ||||||||
| НВ1Б-57-45-12 | 165,3 | ||||||||
| НВ1Б-57-60-12 | 220,4 | ||||||||
| НВ2Б-32-18-35 | Ш19 | 48,2 | |||||||
| НВ2Б-32-25-35 | |||||||||
| НВ2Б-32-30-35 | |||||||||
| НВ2Б-38-25-35 | |||||||||
| НВ2Б-38-30-35 | |||||||||
| НВ2Б-38-35-35 | 57,5 | ||||||||
| НВ2Б-38-45-35 | 73,5 | ||||||||
| НВ2Б-38-60-35 | |||||||||
| НВ2Б-44-25-30 | 54,7 | ||||||||
| НВ2Б-44-30-30 | 65,6 | 76,5 | |||||||
| НВ2Б-44-35-30 | 76,6 | ||||||||
| Нв2Б-44-45-30 | 98,5 | ||||||||
| НВ2Б-44-60-30 | 131,3 | ||||||||
| НВ2Б-57-30-25 | 110,2 | Ш22 | 72,9 | ||||||
| НВ2Б-57-35-25 | 128,5 | ||||||||
| НВ2Б-57-45-25 | 155,3 | ||||||||
| НВ2Б-57-60-25 | 220,4 | ||||||||
| НВ1С-38-12-15 | Ш19 | 59,7 | |||||||
| НВ1С-38-18-15 | 29,5 | 62,5 | |||||||
| НВ1С-38-18-20 | 64,5 | ||||||||
| НВ1С-38-25-15 | 69,5 | ||||||||
| НВ1С-38-25-20 | 72,5 | ||||||||
| НВ1С-38-30-15 | 77,5 | ||||||||
| НВ1С-38-30-20 | 81,5 | ||||||||
| НВ1С-38-35-15 | 57,5 | 85,5 | |||||||
| НВ1С-38-35-20 | 88,5 | ||||||||
| НВ1С-44-12-15 | 26,3 | ||||||||
| НВ1С-44-18-15 | 39,4 | 54,5 | |||||||
| НВ1С-44-25-15 | 54,7 | 61,5 | |||||||
| НВ1С-44-30-15 | 65,6 | 67,5 | |||||||
| НВ1С-44-35-15 | 76,6 | ||||||||
| НВ1С-57-18-12 | 66,1 | Ш22 | 72,9 | 72,5 | |||||
| НВ1С-57-25-12 | 91,8 | ||||||||
| НВ1С-57-30-12 | 110,2 | 88,5 | |||||||
| НВ1С-57-35-12 | 128,5 | 96,5 |
|
|
|
Формы динамограмм по характерным неисправностям.
| № | Характерные неисправности | Вероятная причина | Метод устранения | Вид динамограммы |
| 1. | Утечка жидкости в нагнетательной части | Гидравлический износ пары «седло-шарик»,корпуса клапана,седла конуса или наконечника | Заменить изношенные составные части новыми,насос пустить заново | |
| 2. | Утечка жидкости в приемной части | То же | То же | |
| 3. | Одновременная утечка жидкости в нагнетательной и приемной части | То же | То же | |
| 4. | 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 | |
| 5. | Влияние газа на работу насоса,неполное заполнение цилиндра | Выделение газа у приема насоса и попадание с жидкостью в цилиндр | Применить газовый якорь,учеличить глубину подвески насоса | |
| 6. | 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 | |
| 7. | Заедание плунжера в цилиндре насосов типа НН2 | Попадание механических примесей между плунжером и цилиндром | Поднять насос,очистить и применить песочный якорь | |
| 8. | Прихват плунжера в цилиндре насосов типа НН2 | То же | То же | |
| 9. | Снижение динамического уровня до всасывающего клапана или малый приток из пласта | Недостаточная глубина подвески или производительность не соответствует характеристике | Увеличить глубину подвески насоса и установить соответствующий режим подачи | |
| 10. | Обрыв,отворот или 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 | |
| 11. | Влияние газа,утечки жидкости в нагнетательной части | Гидроабразивный износ пары «седло-шарик» клапана,попадание газа в полость цилиндра | Заменить изношенные составные части,применить газовый якорь | |
| 12. | Влияние газа,утечки жидкости в приемной части | То же | То же | |
| 13. | Утечка жидкости через зазор пары «цилиндр-плунжер» | Увеличение зазора между цилиндром и плунжером из-за чрезмерного износа | Поднять насос и списать | |
| 14. | Естественное фонтанирование скважин | Большое забойное давление | ||
| 15. | 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 забойного давления РЗАБ или проектным отбором жидкости из скважины QЖ, то РЗАБ рассчитывается по формуле:
,
где:
РЗАБ – забойное давление, МПа;
РПЛ – пластовое давление, МПа;
QЖ – 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;
n – число качаний, мин-1;
SМАХ – 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 м/р;
ВН – 0,8 при обводненности до 50%;
ВН – 0,9 при обводненности более 50%).
Используя таблицу 1, выбирается типоразмер насоса. Если РПЛ оказалась не равным стандартному значению, то выбирают ближайший больший типоразмер.
Таблица 1
| Условный диаметр насоса | ||||||
| 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 + 0,3 * РНАС * (1 – В),
где:
РПН – давление на приеме насоса, МПа;
РНАС - давление насыщения, МПа;
РЛ – линейное давление, МПа.
,
LH – глубина спуска насоса по вертикали, м;
LСКВ – глубина скважины по вертикали, м;
YЖ – 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%;
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 обводненностью до 40% и более 60%.
5. Колонна НКТ и насосных штанг подбирается в соответствии с приложением 16.
Список дополнительного подземного оборудования,используемого в ПРЦГНО
| №п/п | Наименование | Сокр.обоз. | №п/п | Наименование | Сокр.обоз. |
| Автосцеп для труб 2’’ Автосцеп для труб 2 ½’’ Замковая опора манжетная Замковая опора 28/32 Замковая опора 38/44 Сбивной клапан ШГН Опрессовочный клапан Сбивной клапан УШВН Опрессовочная головка Пакер-отсекатель «Гайберсон» Клапан-отсекатель для ШГН Патрубок-фильтр НКТ 73 мм Песочный якорь НКТ-73 мм Якорь газовый НКТ-73 мм Якорь газовый НКТ-89 мм | А/сц 2 А/сц2 ½’’ З/о м З/о 32 З/о 44 Сб/кл Опр/кл Сб/кл ШВН Опр/гол Пак/отс Кл/отс ПФ-73 ПЯ-73 ЯГ-73 ЯГ-89 | Якорь газовый НКТ-114 мм Шламоуловитель Многофункциональный клапан ЭЦН Перепускной клапан Пакер механический Для колонны d=139,7 Пакер механический Для колонны d=146 Пакер механический Для колонны d=168 Противоотворотное устройство Мембранный клапан Магнитный активатор Центратор роликовый Центратор «Уфа» Центратор «Комгорт» Центратор «Тюмень» Центратор «Ижевск» Центратор «Griffin» Центратор «Bornemann» Центрирующий фонарь | ЯГ-114 ШЛУ МФК Пер/кл Я 139,7 Я 146 Я 168 ПОУ М/кл МА ЦР ЦУ ЦК ЦТ ЦИ Gr Br фон |
Теоретическая подача УСШН при N= …
Длина хода
N=4
| насос | 0,9 | 1,2 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 1,8 | 2,0 | 2,1 | 2,5 | 3,0 | 3,5 | 4,0 |
| НВ-29 | ||||||||||||
| НВ-32 | ||||||||||||
| НВ-38 | ||||||||||||
| НВ-44 | ||||||||||||
| НН-57 |
N=5
| насос | 0,9 | 1,2 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 1,8 | 2,0 | 2,1 | 2,5 | 3,0 | 3,5 | 4,0 |
| НВ-29 | ||||||||||||
| НВ-32 | ||||||||||||
| НВ-38 | ||||||||||||
| НВ-44 | ||||||||||||
| НН-57 |
N=6
| насос | 0,9 | 1,2 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 1,8 | 2,0 | 2,1 | 2,5 | 3,0 | 3,5 | 4,0 |
| НВ-29 | ||||||||||||
| НВ-32 | ||||||||||||
| НВ-38 | ||||||||||||
| НВ-44 | ||||||||||||
| НН-57 |
N=7
| насос | 0,9 | 1,2 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 1,8 | 2,0 | 2,1 | 2,5 | 3,0 | 3,5 | 4,0 |
| НВ-29 | ||||||||||||
| НВ-32 | ||||||||||||
| НВ-38 | ||||||||||||
| НВ-44 | ||||||||||||
| НН-57 |
N=8
| насос | 0,9 | 1,2 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 1,8 | 2,0 | 2,1 | 2,5 | 3,0 | 3,5 | 4,0 |
| НВ-29 | ||||||||||||
| НВ-32 | ||||||||||||
| НВ-38 | ||||||||||||
| НВ-44 | ||||||||||||
| НН-57 |
Предельные глубины спуска одноразмерной колонны труб отечественного производства в скважины,оборудованные УСШН.
| D трубы,мм | Толщина стенки трубы,мм | Предельные глубины спуска колонны труб по маркам стали | |||||
| Условн. | Наружн. | Внутр. | Д | К | Е | Л | |
| Гладкие трубы | |||||||
| 5,5 | |||||||
| Трубы с высаженными наружу концами | |||||||
| 5,5 |
Предельные глубины спуска одноразмерной колонны труб зарубежного производства по стандарту АРI в скважины,оборудованные УСШН.
| D трубы,мм | Толщина стенки трубы,мм | Предельные глубины спуска колонны труб по маркам стали | ||||||
| Условн. | Наружн. | Внутр. | Н-40 | J-55 | C-75 | N-80 (L-80) | P-105 | |
| Гладкие трубы | ||||||||
| 57,4 | 5,5 7,8 | |||||||
| Трубы с высаженными наружу концами | ||||||||
| 57,4 | 5,5 7,8 |
Одноступенчатая колонна штанг подбирается в 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).
Рекомендуемые конструкции колонны штанг
| колонна | Диаметр штанг,мм | Диаметр насоса,мм | ||||
| 2-х ступенчатая | ||||||
| 3-х ступенчатая |
Длина хода полированного штока,м
| Тип СК | Порядковый номер отверстия от вала кривошипа | ||||
| 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 2,5 1,5 2,1 2,59 | 2,5 2,5 2,5 3,05 | 3,5 3,5 2,5 |
Применение центраторов штанговых колонн на ШВН,ШГН.
ШГН
На ШГН применение центраторов производится с целью предупреждения истираний муфт штанг и НКТ.
Применяются центраторы роликовые и невращающиеся (уфимского и ижевского производства и завода «Нефтегазтехника и К» г.Тюмень).
Роликовые центраторы по своей конструктивной особенности позволяют применять их только в интервалах, подверженных наименьшей нагрузке, поэтому их установка возможна по всей подвеске штанг, за исключением интервала до 100-150 м от устья.
Невращающиеся можно применять в любых интервалах, но нежелательно применение под полированным штоком, т.к. это может привести к обрыву по телу данных центраторов. Центраторы «Нефтегазтехника и К» применяются только на отечественных штангах (из-за разницы длины муфт по сравнению с импортными).
Таблица комплектации и технические характеристики УЭЦН,УЭЦП и ЭЦВ-10.
| Типоразмер УЭЦН | Напор,м | Подача,м3/сут | Диапазон напора | Потребляемая мощность,кВт | Мощность эл/двигателя, кВт |
| 5-20-1200 5-20-1400 5-20-1850 | 12-35 | 1220-740 1470-890 1870-1150 | 7,47 8,72 11,52 | 16,22 | |
| 5-50-1000 5-50-1100 5-50-1300 5-50-1550 5-50-1700 | 25-70 | 1020-730 1190-850 1400-1005 1610-1155 1820-1340 | 15,41 17,9 21,17 24,37 26,86 | 22,32 | |
| 5-80-900 5-80-1050 5-80-1200 5-80-1400 5-80-1550 5-80-1800 5-80-2000 | 60-115 | 940-490 1095-570 1290-675 1490-1155 1640-880 1880-980 2035-1060 | 18,72 21,84 25,69 29,64 32,76 37,44 40,56 | ||
| 5-125-850 5-125-1000 5-125-1200 5-125-1300 5-125-1500 | 105-165 | 960-385 1135-455 1310-525 1480-590 1650-660 | 24,6 29,33 33,62 36,91 42,63 | ||
| 5-200-800 5-200-950 5-200-1000 5-200-1200 5-200-1400 | 150-265 | 1000-470 1115-525 1205-565 1435-675 1670-875 | 43,38 50,34 54,09 64,81 75,52 | ||
| 5А-160-950 5А-160-1050 5А-160-1250 5А-160-1450 5А-160-1600 | 125-205 | 1025-605 1205-710 1385-820 1575-930 1760-1040 | 33,72 38,11 44,6 50,57 55,49 | ||
| 5А-250-800 5А-250-1000 5А-250-1200 5А-250-800 5А-250-1700 | 195-340 | 905-475 1140-600 1360-710 1575-825 1930-1010 | 43,27 54,43 64,5 75,38 92,26 | ||
| 5А-400-700 5А-400-850 5А-400-950 5А-400-1050 5А-400-1100 5А-400-700 | 300-440 | 860-605 1020-715 1200-826 1290-905 1360-950 1540-1080 | 63,01 74,71 86,85 94,51 99,02 112,97 | ||
| 5А-500-700 5А-500-800 5А-500-1000 | 430-570 | 780-705 850-770 1040-940 | 92,13 100,12 122,84 | ||
| ЭВН-16-1200 ЭВН-25-1000 | 16-22 25-36 | 1200-600 1000-400 | 22-117/4Б5 | ||
| ЭЦП16-3000-160 ЭЦП16-3000-200 | 2600-3500 1600-2500 | 77,81 69,83 | |||
| ЭЦВ10-120-60 | ПЭД32-117ЛГ ПЭД32-103БВ | ||||
| ЭЦВ10-120-100 | |||||
|
|
|
