Период действия и порядок внесения изменений

УТВЕРЖДЕН

Приказом ОАО «НК «Роснефть»

от «__» ________ 201_ г. № ___

Введен в действие «__» _______ 201__ г.

Технологический регламент компании

запуск, вывод на режим, эксплуатация, сервисное
обслуживание и ремонт установок
винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом

№ _________________

ВЕРСИЯ 1.00

МОСКВА

СОДЕРЖАНИЕ

ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. 5

Назначение.. 5

ОБЛАСТЬ ДЕЙСТВИЯ.. 5

период действия и порядок внесения изменений.. 6

1. Термины и определения. 7

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОРПОРАТИВНОГО ГЛОССАРИЯ.. 7

Термины и определения для целей настоящего документа.. 7

2. Обозначения и сокращения. 8

3. Область применения установок винтовых насосов. 10

3.1. Принцип действия винтового насоса.. 10

3.2. Область применения установок винтовых насосов.. 11

3.3. Выбор типа привода.. 12

4. Запуск, вывод на режим, эксплуатация, сервисное обслуживание и ремонт Установок винтовых насосов с поверхностным приводом.. 14

4.1. Комплектация УШВН.. 14

4.2. Входной контроль.. 14

4.2.1. Контроль качества и комплектности.. 15

4.3. Рекомендации по подбору УШВН.. 15

4.3.1. Общие положения.. 15

4.3.2. Подбор винтового насоса. 16

4.3.3. Выбор привода и насосных штанг. 18

4.3.4. Выбор диаметра НКТ. 21

4.3.5. Выбор исполнения винтовых насосов и комплектации УШВН.. 22

4.4. Монтаж и демонтаж УШВН.. 23

4.4.1. Подготовка скважины к спуску УШВН.. 24

4.4.2. Спуск статора. 24

4.4.3. Определение количества и мест установки центраторов. 25

4.4.4. Спуск и подгонка ротора. 26

4.4.5. Монтаж приводной головки.. 31

4.4.6. Демонтаж УШВН.. 33

4.5. Запуск и вывод на режим УШВН.. 33

4.5.1. Подготовка наземного оборудования скважины к запуску УШВН и выводу на режим.. 33

4.5.2. Запуск и Вывод на режим.. 34

4.5.3. Особенности вывода на режим УШВН при наличии ЧРП.. 36

4.5.4. Заключительный этап ВНР и подтверждение режима работы УШВН.. 37

4.6. Контроль за эксплуатацией и техническое обслуживание УШВН.. 37

4.6.1. Контроль за эксплуатацией УШВН.. 37

4.6.2. Техническое обслуживание поверхностного привода. 38

4.7. Возможные эксплуатационные проблемы УШВН.. 40

4.7.1. Характерные причины эксплуатационных проблем.. 40

4.7.2. Возможные неисправности и меры устранения.. 42

4.8. Требования безопасности при обслуживании УШВН.. 44

4.8.1. Общие положения.. 44

4.8.2. Опасности при эксплуатации скважин УШВН.. 44

4.8.3. Повышение производственной безопасности.. 45

4.8.4. Правила техники безопасности.. 46

4.9. Анализ причин отказов УШВН.. 46

4.9.1. Общие положения.. 46

4.9.2. Состав проверок. 46

4.10. Ремонт и восстановление УШВН.. 48

4.10.1. Общие положения.. 48

4.10.2. Ремонт ротора. 48

4.10.3. Ремонт эластомера статора. 50

4.10.4. Ремонт опорного модуля со стопорным пальцем.. 51

5. Запуск, вывод на режим, эксплуатация, сервисное обслуживание и ремонт Установок винтовых насосов с погружным приводом.. 53

5.1. Комплектация УЭВН.. 53

5.2. Входной контроль.. 54

5.3. Рекомендации по подбору УЭВН.. 54

5.3.1. Общие положения.. 54

5.3.2. Подбор винтового насоса. 54

5.3.3. Подбор вентильного погружного электродвигателя.. 54

5.3.4. Подбор кабельной линии.. 55

5.3.5. Выбор диаметра НКТ. 55

5.3.6. Выбор исполнения и дополнительного оборудования УЭВН.. 56

5.4. Монтаж и демонтаж УЭВН.. 56

5.5. Запуск и вывод на режим УЭВН.. 56

5.5.1. Подготовка наземного оборудования скважины к запуску УЭВН и выводу на режим.. 56

5.5.2. Запуск и Вывод на режим.. 56

5.5.3. Заключительный этап ВНР и подтверждение режима работы УШВН.. 58

5.6. Контроль за эксплуатацией и техническое обслуживание УЭВН.. 58

5.6.1. Контроль за эксплуатацией УЭВН.. 58

5.6.2. Техническое обслуживание УЭВН.. 58

5.6.3. Техническое обслуживание Станции управления.. 59

5.7. Возможные эксплуатационные проблемы УЭВН.. 60

5.7.1. Характерные причины эксплуатационных проблем.. 60

5.7.2. Расклинивание при осложненных запусках. 60

5.7.3. Возможные неисправности и меры устранения.. 60

5.8. Требования безопасности при обслуживании УЭВН.. 61

5.8.1. Общие положения.. 61

5.8.2. Опасности при эксплуатации скважин УЭВН.. 61

5.8.3. Повышение производственной безопасности.. 61

5.8.4. Правила техники безопасности.. 61

5.9. Анализ причин отказов УЭВН.. 62

5.10. Ремонт и восстановление УЭВН.. 62

6. Ссылки. 63

7. Регистрация изменений локального нормативного документа. 64

ПРИЛОЖЕНИЯ. 65

ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Назначение

Настоящий Технологический регламент устанавливает единые требования к проведению работ, связанных с эксплуатацией и сервисным обслуживанием установок штанговых винтовых насосов (УШВН) с поверхностным приводом и установок электрических винтовых насосов (УЭВН) с погружным приводом.

Технологический регламент призван обеспечить:

§ единство принципов и требований к эксплуатации УШВН и УЭВН;

§ оптимальную структуру взаимодействия участников процесса при эксплуатации и сервисном обслуживании винтовых насосов.

Настоящий Технологический регламент соответствует требованиям:

§ Единых технических требований на установки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом;

§ Политики Компании в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды № П4-05;

§ Стандарта Компании «Интегрированная система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды» № П4-05 С-009.

ОБЛАСТЬ ДЕЙСТВИЯ

Настоящий Технологический регламент обязателен для исполнения работниками:

§ нефтегазодобывающих обществ ОАО «НК «Роснефть»;

§ департамента нефтегазодобычи ОАО «НК «Роснефть»;

§ иных структурных подразделений ОАО «НК «Роснефть»;

§ корпоративных научно-исследовательских и проектных институтов ОАО «НК «Роснефть» блока «UPSTREAM»,

задействованными в процессах эксплуатации, обслуживания, контроля и анализа работы УШВН и УЭВН.

Настоящий Технологический регламент носит рекомендательный характер для исполнения работниками зависимых обществ ОАО «НК «Роснефть» и Обществ Группы, в которых ОАО «НК «Роснефть» или его дочерние общества владеют акциями/долями в уставном капитале совместно с компаниями - партнерами, и/или уставами, акционерными и иными соглашениями которых определен особый порядок реализации акционерами/участниками своих прав, в том числе по управлению Обществом Группы.

Требования Технологического регламента становятся обязательными для исполнения в дочернем обществе ОАО «НК «Роснефть» и зависимом обществе ОАО «НК «Роснефть», а также ином Обществе, в котором прямо или косвенно участвует ОАО «НК «Роснефть» после их введения в действие в Обществе в соответствии с Уставом Общества, с учетом специфики условий договоров или соглашений о совместной деятельности и в установленном в Обществе порядке.

Структурные подразделения ОАО «НК «Роснефть» и Общества Группы при оформлении договоров с подрядными организациями, оказывающими услуги, связанные с эксплуатацией и ремонтом погружного оборудования и скважин, обязаны включать в условия договора пункт о неукоснительном выполнении настоящего Технологического регламента.

Распорядительные, локальные нормативные и иные внутренние документы не должны противоречить настоящему Технологическому регламенту.

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОРПОРАТИВНОГО ГЛОССАРИЯ

КОМПАНИЯ – группа юридических лиц различных организационно-правовых форм, включая ОАО «НК «Роснефть», в отношении которых последнее выступает в качестве основного или преобладающего (участвующего) общества.

МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД РАБОТЫ СКВАЖИНЫ – продолжительность работы скважины между датой вывода на режим внутрискважинного оборудования и датой его отказа.

Общества группы ОАО «НК «роснефть» – группа юридических лиц различных организационно-правовых форм, включая ОАО «НК «Роснефть», в отношении которых последнее выступает в качестве участвующего общества с бенефициарной долей участия в уставном капитале более 25%. При этом ОАО «НК «Роснефть» может участвовать в капитале вышеуказанных юридических лиц как непосредственно, так и через другие дочерние (зависимые) общества.

Технологическая служба – структурное подразделение дочернего общества ОАО «НК «Роснефть», отвечающее за соблюдение технологии добычи нефти и эксплуатацию нефтяного оборудования.

Термины и определения для целей настоящего документа

БРигада ткрс – структурное подразделение подрядной организации, выполняющей текущий и капитальный ремонт скважин.

подрядная организация по энергоснабжению – подрядная организация, отвечающая за электроснабжение и выполняющая электромонтажные работы.

поставщик оборудования – организация, осуществляющая поставку УШВН и УЭВН.

СЕРВИСНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ – физическое или юридическое лицо, которое выполняют работу по монтажу, эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту УШВН и УЭВН.

Обозначения и сокращения

АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка.

АРI – стандарт американского нефтяного института.

АСПВ – асфальто-смоло-парафиновые вещества.

АСПО – асфальто-смоло-парафиновые отложения.

ГНО – глубинно-насосное оборудование.

ГТМ – геолого-техническое мероприятие.

КВЧ – количество взвешенных частиц.

КПД – коэффициент полезного действия.

КТПН – комплектная трансформаторная подстанция.

МРП – межремонтный период работы скважины.

НКТ – насосно-компрессорные трубы.

НЭО – наземное электрооборудование.

ППУ – передвижная паровая установка.

СПО – спускоподъемная операция.

СУ – станция управления.

ТКРС – текущий (подземный) и капитальный ремонт.

УСШН – установка скважинного штангового насоса.

УШВН – установка штангового винтового насоса (с поверхностным приводом).

УЭВН – установка электрического винтового насоса (с погружным приводом).

УЭЦН – установка электроцентробежного насоса.

ЦДНГ – Цех добычи нефти и газа ДО.

ЧРП – частотно регулируемый привод.

ШПВ – шкаф подключения высоковольтный.

ШСНУ – штанговая скважинная насосная установка.

Выбор типа привода

Выбор типа привода – поверхностного или погружного – производится в зависимости от условий эксплуатации и опыта применения.

Во всех случаях поверхностный привод рекомендуется выбирать в случае планируемой глубины спуска насоса до 1500 м.

При дебитах скважины более 100 м³/сут предпочтительнее использовать установки винтовых насосов с погружным приводом, поскольку при прочих равных условиях они развивают большее число оборотов ротора.

Установки винтовых насосов с поверхностным приводом успешно работают в горизонтальных скважинах и скважинах с отрицательным углом наклона. При этом в скважинах с большой интенсивностью набора кривизны насосные штанги подвержены значительным изгибающим нагрузкам, что приводит к уменьшению наработки на отказ даже несмотря на наличие центраторов. Установки винтовых насосов с погружным приводом при специальном исполнении гидрозащиты способны работать без ограничений по углу наклона к вертикали.

Комплектация УШВН

В состав комплекта УШВН в общем случае входит следующее оборудование:

§ винтовой насос, в том числе:

s статор;

s ротор;

s посадочный патрубок (ограничительный палец, для позиционирования винта при монтаже винтового насоса, одновременно используется в качестве приема винтового насоса);

s противоотворотный якорь (для предотвращения отворота статора и колонны НКТ, устанавливается ниже насоса, в случаях спуска УШВН с упором на забой якорь в компоновке отсутствует);

§ приводное оборудование, в том числе:

s приводная головка (для передачи крутящего момента от электродвигателя к насосным штангам) с системой регулируемого торможения обратного вращения колонны штанг;

s электродвигатель;

s узел устьевого сальника (для герметизации приводной колонны);

s насосные штанги с центраторами (для передачи вращательного момента от поверхностного оборудования к ротору насоса);

s станция управления (для контроля, управления и защиты электродвигателя при аварийных ситуациях);

§ дополнительное оборудование, в том числе:

s комплект шкивов (для регулировки числа оборотов);

s тройник-превентор (для герметизации полированного штока при замене сальникового устройства и проведения других работ);

s газопесочный якорь (для предотвращения/значительного снижения вредного влияния газа, песка и других механических примесей, попадающих в рабочие органы насоса и поверхностное оборудование);

s термоманометрическая система (ТМС);

s комплект запасных частей и принадлежностей;

s комплект инструмента для монтажа;

s комплект документов.

Входной контроль

Входной контроль проводится для проверки качества и соответствия вновь поступивших и ремонтных установок винтовых насосов Единым техническим требованиям на установки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом, требованиям технических условий предприятий-изготовителей и настоящего Регламента.

Входной контроль проводится для сервисной схемы обслуживания установок винтовых насосов.

Входной контроль осуществляет Сервисная организация совместно с представителем Технологической службы ОГ. Входной контроль проводится в соответствии с технологическими процессами, разработанными Сервисной организацией и согласованной с Технологической службой ОГ.

Для проведения входного контроля Сервисная организация заблаговременно (не менее чем за сутки) уведомляет Технологическую службу ОГ о проведении входного контроля с указанием времени и места проведения контроля.

Входной контроль необходимо проводить в специально предназначенных и оборудованных для этого цехах. При необходимости проведения разборки насоса она должна осуществляться в присутствии Поставщика оборудования с сохранением гарантийных обязательств на разобранный насос.

Рекомендации по подбору УШВН

Общие положения

Подбор УШВН выполняется Технологической службой ОГ. В случае проката оборудования решение согласовывается с Сервисной организацией, отвечающей за монтаж, эксплуатацию и техническое обслуживание УШВН. После выполненного подбора Технологическая служба ОГ формирует заявку на комплектацию УШВН, которую отправляет в Сервисную организацию.

Объем работ по подбору УШВН определяется на основании изучения свойств пластовых флюидов, данных о конструкции скважины, режима эксплуатации предыдущей установки, причин отказов предыдущих установок, осложняющих факторов, вида последнего ГТМ, проводившегося на скважине, наличия необходимого оборудования.

В случае, когда Сервисная организация предложила внести изменения в комплектацию УШВН, оформленную в заявке, она направляет в Технологическую службу ОГ скорректированную заявку на согласование. Окончательное решение по внесению изменений в заявку остается за Технологической службой ОГ.

В случае, когда Сервисная организация определила ряд дополнительных мероприятий до или во время эксплуатации УШВН, призванных обеспечить наиболее продолжительную работу УШВН, составляется рекомендуемый план проведения дополнительных мероприятий. Окончательное решение по проведению дополнительных мероприятий остается за Технологической службой ОГ.

После согласования комплектации УШВН соответствующая информация вносится в Эксплуатационный паспорт УШВН (Приложение 1.1).

Ниже представлены основные методические положения, используемые при расчете УШВН, которыми следует руководствоваться при отсутствии специализированной программы для расчета установки винтового насоса с поверхностным приводом.

Подбор винтового насоса

Подбор винтового насоса осуществляется на основе следующих входных параметров:

§ данные о конструкции скважины: интервал перфорации, диаметр обсадной колонны, инклинометрия скважины, наличие пакера и (или) хвостовика, планируемая глубина спуска насоса;

§ свойства пластовой жидкости: плотности нефти, газа и воды, обводненность продукции, давление насыщения нефти, газовый фактор, температура пласта, пластовое давление, вязкость нефти в пластовых и поверхностных условиях, содержание в жидкости H₂S и CO₂, содержание хлорид-ионов, водородный показатель попутной воды, количество взвешенных частиц;

§ промысловые данные эксплуатации предыдущей установки: дебит жидкости, динамический и статический уровень жидкости в скважине, давление на устье и забое, коэффициент продуктивности скважины, применяемые химические реагенты.

Типоразмер винтового насоса определяется исходя из значения внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. Ниже указаны предельные значения внутреннего диаметра для различных габаритных групп винтовых насосов.

Таблица 2

Предельные значения внутреннего диаметра для групп винтовых насосов

Габаритная группа винтового насоса				5А
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм

Требуемая подача винтового насоса определяется исходя из продуктивных свойств пласта таким образом, чтобы обеспечить эксплуатацию скважины при заданном давлении на забое скважины. Следует отметить, что расход газожидкостной смеси через насос в общем случае не равен дебиту жидкости скважины, измеряемому в поверхностных условиях, поэтому требуется его дополнительный пересчет в условия насоса.

Частота вращения ротора подбирается таким образом, чтобы обеспечить требуемую подачу насоса.

Подача винтового насоса прямо пропорциональна частоте вращения и рабочему объему насоса. С экономической точки зрения выгодно максимально увеличить скорость вращения насоса, для увеличения подачи. Однако с увеличением скорости вращения увеличивается износ статора, особенно при большом содержании песка.

Рекомендуемые диапазоны частоты вращения ротора, об/мин:

s КВЧ до 0,5 г/л 20¸400

s КВЧ свыше 0,5 г/л 20¸200

Насос желательно подбирать таким образом, чтобы частота вращения оказалась в правой части рекомендуемого диапазона скоростей работы, но при этом оставался запас по оборотам в пределах 15-20%.

В каталогах и документах производителей номинальная подача насоса указана при приведенной частоте вращения ротора: для насосов с поверхностным приводом обычно используется приведенная частота 100 об/мин; для насосов с погружным приводом – 500 об/мин. Для того чтобы рассчитать скорость вращения ротора, необходимо указанную в каталоге подачу поделить на приведенную частоту и, таким образом, получить объем насоса (V) или подачу при частоте 1 об/мин. Далее нужно заданный дебит поделить на объем насоса и, таким образом, получить число оборотов ротора.

Пример определения числа оборотов ротора для заданной номинальной подачи и ожидаемого дебита. Необходимо определить частоту вращения ротора насоса с поверхностным приводом с номинальной подачей , указанной для приведенной частоты 100 об/мин, для скважины с ожидаемым дебитом . Разделим ожидаемый дебит на отношение номинальной подачи и приведенной частоты и получим требуемую частоту вращения ротора насоса:

Пример определения номинальной подачи насоса по заданному числу оборотов ротора. Необходимо обеспечить дебит скважины с частотой 350 об/мин. Разделим дебит на желаемые обороты и умножим полученный расход за один оборот на приведенную частоту вращения (для поверхностного привода 100 об/мин):

По каталогу выбираем ближайший по дебиту насос с номинальной подачей

Напор насоса или давление, развиваемое винтовым насосом, определяется давлением, развиваемым одной полостью, и числом полостей. Давление в полости зависит от величины натяга между ротором и статором и свойств перекачиваемой жидкости. Обычно, чем больше натяг между ротором и статором и чем выше вязкость жидкости, тем выше давление в отдельной полости. Величина утечки – перетока жидкости из одной полости в соседнюю с меньшим давлением – прямо связана с разностью давлений в полостях и не зависит от скорости. При обычных размерах насосов каждая полость способна поддерживать разность давлений около 240 кПа (2,4 атм).

Следует отметить, что рабочие характеристики насоса (зависимость напора, КПД и потребляемой мощности насоса от подачи) рассчитываются из предположения, что жидкость является технической водой с плотностью 1 г/см³ и вязкостью от 1 до 2 сПз. Эти характеристики можно использовать с хорошим приближением:

§ для скважинных флюидов с высоким содержанием воды (плотность близка к 1 г/см3 и вязкость мала);

§ для сырой нефти низкой вязкости при условии, что гидростатический напор оценен с учетом плотности сырой нефти.

В случае наличия свободного газа на приеме насоса фактический напор насоса оказывается меньше, чем расчетный, из-за сжимаемости газа. Для жидкости высокой вязкости, напротив, снижаются утечки и фактический напор оказывается выше, чем указано на рабочей характеристике. В этих случаях определение номинального напора винтового насоса, обеспечивающего заданный перепад давлений в зависимости от подачи, требует использования специальных алгоритмов для расчета.

Тип эластомера, используемого в винтовом насосе, подбирается Сервисной организацией, осуществляющей поставку установок винтовых насосов, на основе известных свойств пластовой жидкости и параметров эксплуатации скважины. Методика выбора эластомера винтового насоса приведена в Приложении 4 к Единым техническим требованиям на установки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом.

Выбор диаметра НКТ

Поскольку область применения УШВН связана с высоковязкими нефтями и эмульсиями, то при подборе установки может потребоваться уточнение диаметра колонны НКТ, обеспечивающего минимальные потери давления в скважине.

Для расчета потерь давления на трение в НКТ может быть использована следующая формула:

где – потери давления на трение, атм;

D – внутренний диаметр НКТ, мм;

d – диаметр штанг, мм;

Q – подача насоса, м3/сут;

L – длина НКТ, м;

– вязкость на поверхности, сПз;

– вязкость на приеме насоса, сПз.

Величина D может быть оценена из условия, что потери давление на трение не должны превышать 15% от давления гидростатического давления на уровне установки насоса, при этом скорость движения жидкости в НКТ должна была не менее 0,08 м/с, иначе скорость потока будет сопоставима со скоростью оседания песка и он не будет выноситься на поверхность.

Гидростатическое давление (атм) вычисляется следующим образом:

где – плотность жидкости, г/см3;

φ – угол наклона скважины к вертикали, град.

Скорость потока в НКТ рассчитывается по формуле:

где – скорость восходящего потока в трубе НКТ, м/с.

Пример. Оценим потери давления на трения в НКТ диаметром 73 мм (внутренний диаметр 62 мм) для следующих параметров: d = 22 мм, Q = 80 м³/сут, L = 980 м, φ = 5^о, г/см³, . Имеем:

Таким образом, потери на трение в НКТ от гидростатических потерь составляют примерно 22% и требуется увеличить типоразмер НКТ на большее значение. Для НКТ диаметром 89 мм (внутренний диаметр 76 мм) аналогичные расчеты дают 8%. В последнем случае скорость потока в НКТ равна

что обеспечивает вынос механический примесей на устье скважины.

Монтаж и демонтаж УШВН

Подготовка скважины к спуску УШВН

Ответственный за данную операцию – Подрядчик по ТКРС.

Нормализация (очистка) забоя скважины должна производиться в случае отсутствия текущего забоя и частичного или полного перекрытия интервала перфорации.

Освоение скважины должно производиться после проведения ОПЗ для удаления продуктов реакции кислоты перед спуском УШВН. Допускается не проводить освоение, если винтовой насос имеет кислотостойкое исполнение.

Шаблонирование эксплуатационной колонны перед спуском УШВН должно производиться в следующих случаях:

§ в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;

§ при увеличении габаритного размера установки в диаметральном или продольном измерении;

§ при увеличении глубины спуска установки (спуск в интервал, не обследованный с помощью шаблона).

Шаблонирование производится до глубины спуска винтового насоса плюс 10 метров.

Длина шаблона выбирается равнойдлина винтового насоса плюс 2 метра.

Диаметр шаблона выбирается равным , где – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, при условии, что диаметр шаблона не менее условного диаметра противоотворотного якоря.

Перед монтажом УШВН необходимо проверить комплектность завезенного оборудования, соответствие заводского номера паспорту.

Перед монтажом УШВН мастером бригады ТКРС в Эксплуатационный паспорт заносятся данные акта глушения (тип жидкости глушения, удельный вес, объем) и результаты проведения шаблонирования (Приложение 1.1).

Спуск статора

Ответственные за данную операцию – Подрядчик по ТКРС, Сервисная организация, которая выполняет работу по монтажу и техническому обслуживанию УШВН.

Перед спуском статора собрать погружную часть УШВН согласно руководству по эксплуатации.

Спуск статора осуществляется согласно руководству по эксплуатации винтового насоса. Общие принципы технологии спуска статора изложены ниже.

Прикрепить к нижней части статора посадочный патрубок с упорным пальцем. Любое вспомогательное оборудование (газопесочный, противоотворотный якорь или др.) должно быть установлено ниже статора с посадочным патрубком. При любой компоновке установки должен сохраняться свободный проход жидкости к нижней части статора либо через входные отверстия, выполненные в посадочном патрубке, либо через каналы в газопесочном и противоотворотном якоре.

Измерить расстояние от верхнего торца посадочного патрубка до упорного пальца. Выполнить эскиз спускаемой в скважину компоновки с указанием длин, внутренних и наружных диаметров.

Полученную сборку разместить над трубной головкой.

Убедиться, что плашки противоотворотного якоря очищены и свободно двигаются.

Установить плашки противоотворотного якоря в транспортное положение и медленно ввести якорь в трубную головку.

Нарастить еще одну трубу и после ее спуска проверить работоспособность противоотворотного якоря следующим образом:

§ приподнять подвеску на 1-2 м над устьем скважины и повернуть ее по часовой стрелке. Плашки якоря выйдут из гнезд и зафиксируют якорь относительно эксплуатационной колонны, это будет препятствовать дальнейшему повороту НКТ;

§ убедившись, что противоотворотный якорь работает, произвести один оборот НКТ против часовой стрелки, плашки якоря выйдут из зацепления с эксплуатационной колонной;

§ поднять колонну НКТ и убедиться что плашки якоря сложились;

§ продолжить спуск НКТ.

Для исключения срабатывания противоотворотного якоря во время спуска НКТ не допускается поворот колонны НКТ против часовой стрелки.

Прохождение участков с темпом набора кривизны более 1,5° на 10 м осуществлять со скоростью не более 0,5 м/с.

После спуска статора до заданной глубины повернуть колонну НКТ по часовой стрелке, зафиксировав противоотворотный якорь.

Посадить колонный фланец и зафиксировать колонну НКТ в данном положении в устьевой арматуре.

По окончании спуска ротора заполняется эксплуатационный паспорт УШВН: разделы «Монтаж» и «Спуск установки» (Приложение 1.1).

Спуск и подгонка ротора

Ответственные за данную операцию – Подрядчик по ТКРС, Сервисная организация, которая выполняет работу по монтажу и техническому обслуживанию УШВН.

Условная схема спуска и подгонки ротора приведена на рисунке Рисунок 2.

Необходимо измерить полную длину ротора. Записать это значение, чтобы затем прибавить его к длине штанг.

Принять меры предосторожности при перемещении ротора на поверхности во избежание повреждения внешней резьбы или защитного покрытия; поддерживать ротор (не допускать ударов) с целью недопущения искривления, которое может повлечь за собой повреждения.

Соединить ротор с первой полноразмерной штангой. При этом не рекомендуется ставить непосредственно за ротором укороченные штанги.

Перед спуском ротор необходимо обильно смазать смазкой (солидол).

Подсчитать необходимое количество насосных штанг делением расчетной глубины на длину одной насосной штанги (например, глубину 786 м на длину штанги 8 м, получаем 98 штанг). Во избежание отворота штанг, необходимо следить за рекомендованным моментом свинчивания (см. таблицу Таблица 3)

Рисунок 2. Схема подгонки ротора.

Таблица 4

Рекомендуемые моменты свинчивания

Рекомендуемые моменты свинчивания для штанг
Диаметр, мм (дюйм)	16 (5/8)	19 (3/4)	22 (7/8)	25 (1)
Момент, Нžм

Рисунок 3. Схема вертикальной разметки штанг

Рисунок 4. Схема горизонтальной разметки штанг.

Ротор спускается в скважину на насосных штангах до упора. В течение монтажа необходимо отслеживать длину и вес колонны штанг. Вблизи статора уменьшить скорость спуска. Скорость спуска последних 3-х штанг не должна превышать 0,1 м/сек, чтобы не допустить резкой посадки на упорный палец: это нанесет повреждение эластомеру статора и стопорному штифту, которое может быть вызвано сильным ударом ротора.

В зависимости от геометрии насоса и глубины колонна штанг должна слегка провернуться по часовой стрелке при вхождении ротора в статор. На некоторых насосах или больших глубинах поворот штанг может быть незаметен. Вследствие этого нужно быть осторожным, когда длина колонны штанг приближается к предполагаемой общей длине.

После того как ротор достигнет упорного пальца, колонна штанг полностью разгрузится на нем и индикатор веса покажет нулевой вес, на штанге на уровне выкидного тройника делается отметка, соответствующая нулевому весу «А». Для того, чтобы убедиться, что отметка поставлена правильно операцию следует повторить еще два раза (приподнять и опустить ротор обратно, рисунок Рисунок 3).

После полной разгрузки колонны штанг на упорный палец (нулевой вес), колонна штанг медленно поднимается, до достижения зарегистрированного прежде максимального веса. При подъеме колонны штанг, в зависимости от типа насоса и глубины установки возможно будет наблюдаться вращение штанг против часовой стрелки.

При подъеме, когда колонна штанг будет выпрямляться и вытягиваться под собственным весом, нагрузка на индикаторе веса будет расти постепенно. Максимальная нагрузка будет достигнута, когда ротор «оторвется» от упорного пальца.

По достижению максимального веса на штанге делается вторая отметка «В». В этом положении колонна штанг не имеет упора снизу, а подвешена сверху и находится в растянутом состоянии за счет собственного веса.

Необходимо несколько раз выполнить повторную посадку и подъем ротора, убедившись в том, что последующие отметки нулевого и максимального веса на штанге совпадают с первоначальными.

Помимо растяжения штанг под собственным весом они будут растягиваться от действия дифференциального давления, развиваемого насосом, поэтому необходимо рассчитать и дополнительное удлинение.

Расчет дополнительного удлинения можно провести по формуле:

где – длина колонны штанг, м;

F – растягивающая сила от веса столба жидкости, Н;

– модуль Юнга; для стали ;

– площадь поперечного сечения штанги, см2.

Площадь поперечного сечения штанги (см²):

где – диаметр штанги, мм.

Растягивающая сила от веса столба жидкости (Н) зависит от эффективной площади ротора и давления, развиваемого насосом:

где – эффективная площадь ротора, см²;

– давление, развиваемое насосом, атм.

Эффективная площадь ротора вычисляется следующим образом:

где D – наибольший диаметр ротора (по данным каталога, либо измерением), мм.

Пример. Найдем дополнительное удлинение штанговой колонны длиной 980 м, состоящей из штанг диаметром 22 мм под действием перепада давления в насосе 50 атм. Диаметр ротора примем равным 58 мм. Имеем:

Дополнительное удлинение штанговой колонны складывается с расстоянием между стопорным пальцем и ротором во время работы, и получают расстояние X, которое откладывают вниз от точки «В» и получают точку «С», которую тоже отмечают на штанге. Точку «С» называют «Рабочей точкой».

Рекомендуемое расстояние между стопорным пальцем и ротором во время работы:

§ для насосов с развиваемым напором до 1 200 м – 30 см;

§ для насосов с развиваемым напором более 1 200 м – 50 см.

Вычислить расстояние Y сложением высоты деталей устьевой арматуры и приводной головки. Расстояние Y откладывается вверх от точки «С» и делается новая отметка «D». Точка «D» и будет местом крепления зажима.

Демонтировать штанги (штангу) с точками «C» и «D» («рабочая точка» и «место крепления зажима») и уложить на мостки. Уложить подготовленный для монтажа полированный шток рядом с промаркированными штангами так, чтобы верхний конец полированного штока был выше точки «D» на 200 – 450 мм (рисунок Рисунок 4).

Перенести точку «D» на полированный шток. Сде