Курсовой проект по дисциплине «Скважинная добыча нефти»

- фильтр; 2 - скважинный насос; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - насосные штанги; 5 - тройник; 6 - устьевой сальник; 7 - сальниковый шток; 8 - станок-качалка; 9 - фундамент

Станки-качалки

Станок-качалка - балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса.

Рис. 2.3 Станок-качалка типа СКД

- подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз.
Станок-качалка каждого типа характеризуется максимальными допустимыми нагрузками на устьевой шток, длиной хода устьевого штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора.

Станки-качалки выпускают двух исполнений: СК семи типоразмеров и СКД шести типоразмеров. Технические характеристики станков-качалок и их области применения приведены в табл. 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4

Станок-качалка	Показатели
	Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН	Номинальная длина хода устьевого штока, м	Число ходов балансира в минуту	Масса, кг
СКЗ-1, 2-630	30	1,2	5-15	3787
СК5-3-2500	50	3	5-15	9500
СК6-2Д-2500	60	2,1	5-15	8600
СК12-2,5-4000	120	2,5	5-15	14415
СК8-3,5-4000	80	3,5	5-12	14200
СК8-3,5-5600	80	3,5	5-12	14245
СКЮ-3-5600	100	3	5-12	14120

Таблица 2.5

Станок-качалка	Показатели
	Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН	Номинальная длина хода устьевого штока, м	Число ходов балансира в минуту	Масса, кг
СКДЗ-1,5-710	30	1,5	5-15	3270
СКД4-2Д-1400	40	2,1	5-15	6230
СКД6-2,5-2800	60	2,5	5-14	7620
СКД8-3-4000	80	3	5-14	11600
СКДЮ-3,5-5600	100	3,5	5-12	12170
СКД12-3-5600	120	3	5-12	12065

Отличительные особенности станков-качалок типа СКД: кинематическая схема преобразующего механизма несимметричная (дезаксиальная) с углом дезаксиал 9° с повышенным кинематическим отношением 0,6; меньшие габариты и масса; редуктор установлен непосредственно на раме станка-качалки без подредукторной тумбы.

В шифре станка-качалки типа СК, например СК6-2,1-2500 указано: 6 - наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 2,1 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 2500 - наибольший допускаемый крутящий момент на ведом валу редуктора в кгс*м (1 кгс*м = 10^-2 кН*м).

.4 Скважинные штанговые насосы

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой не более 130°С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л. Рекомендуемая область применения штанговых насосов приведена в таблице 2.6.
Таблица 2.6

Насос	Условный диаметр, мм	Длина хода плунжера, мм	Концентрация механических примесей, г/л	Вязкость добываемой жидкости, Па*с, не более	Объемное содержание свободного газа, %, не более	Водородный показатель рН
НВ1Б	29, 32, 38,	1200-6000
	44,57
НВ2Б	32, 38, 44,	1800-6000
	57
НН2Б	32, 44, 57,	1200-4500	<1,3			4,2-6,8
	70, 95
НВ1С	29, 32, 38,	1200-3500
	44, 57
НН1С	29, 32, 38,	900		0,025	10
	44, 57
НН2БУ	44, 57	1800-3500
ННБА	70, 95, 102	2500-4500
НВ1БИ	29, 32, 38,	1200-6000
	44,57
НН2БИ	32, 44, 57,	1200-4500	>1,3			6-8
	70,95
НВ1ВТИ	44,57	1200-3000
НН2БТИ	44,57	1200-3000
НВ1БД1	38/57, 57/44	1800-3500		0,3
ННБД1	44/29,57/31,	1800-3500	<1,3		25	4,2-6,8
	70.44
НВ1БД2	38.57	1800-3500		0,025

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Скважинные насосы изготовляют следующих типов (рис. 2.4):

НВ1 - вставные с замком наверху;

НВ2 - вставные с замком внизу;

НН - невставные без ловителя;

НН1 - невставные с захватным штоком;

НН2 - невставные с ловителем

Рис. 2.4 Скважинные штанговые насосы

нефть скважинный насосный штанга
Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру:

Б - с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С - с составным (втулочным) цилиндром;

б) - специальные:

Т - с полым (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А - со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 - одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

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

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные.

в) по стойкости к среде:

без обозначения - стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л - нормальные;

И - стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л - абразивостойкие.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора в паре "цилиндр-плунжер" выпускают насосы четырех групп посадок (табл. 2.7).

Таблица 2.7

Группа посадки	Размер зазора между цилиндром и плунжером насоса в мм, при исполнении цилиндра
	Б	С
0	<0,045	<0,045
1	0,01-0,07	0,02-0,07
2	0,06-0,12	0,07-0,12
3	0,11-0,17	0,12-0,17

Цилиндры насосов изготовляют двух исполнений:

ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный;

ЦС - составной, из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

Исходя из назначения и области применения скважинных насосов плунжеры и пары "седло-шарик" клапанов выпускают различных конструкций, материальных исполнений их рабочих поверхностей.

Плунжеры насосов изготовляют четырех исполнений:

П1Х - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;

ШХ - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце;

П1И - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

П2И - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце.

Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости в среде, применяемые для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1,3 г/л механических примесей, комплектуются плунжерами исполнения П1Х или ШХ с парами "седло-шарик" исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивностойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1,3 г/л механических примесей, комплектуются плунжерами исполнения П1И или П2И и парами "седло-шарик" исполнения КИ.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных

Скважинные насосы типа НВ1 выпускаются шести исполнений: НВ!С - вставной с замком наверху, с втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б - вставной с замком наверху, с безвтулочным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1БИ - то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БТИ - то же, с полым штоком;

НВ1БД1 - вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД2 - вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы, всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения: НВ2Б -вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН выпускают двух исполнений:

ННБА - невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

ННБД1 - невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН1 изготовляют одного исполнения: НН1С - невставной с захватным штоком, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений:

НН2С - невставной с ловителем, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2Б - невставной с ловителем, цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2БИ - то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БТИ - то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БУ - невставной с ловителем, разгруженным цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде.

Все насосы типа НН2 - одноплунжерные, одноступенчатые.
.5 Расчет и подбор оборудования ШСНУ
В конце фонтанирования дебит скважины составлял 12 т/сут. при обводнености продукции 54%, то есть дебит по нефти составлял 5,5 т/сут. После перевода скважины с фонтанного способа добычи на ШСНУ дебит возрос до значения 22 т/сут. при сохранении обводненности, дебит по нефти возрос до значения 10,1 т/сут.

Определить по данным исследования режим работы скважины оборудованной ШСНУ и подобрать оборудование, а также определить мощность и подобрать электродвигатель при следующих исходных данных по скважине:

Глубина спуска насоса, L, м 1080Дебит жидкости, Q¹, т/сут. 22 Плотность нефти, р_н9 кг/м³ 830Плотность пластовой воды, р_в, кг/м³ 1030Обводненность продукции, п_в9 % 54

Решение:

. Определяем плотность смеси:

Рcм = Рв*П_в + р_н*П_н(3.1)

где п_н - доля нефти в продукции скважины,
п_н = 1 - п_в(3.2)

п_н = 1 - 0,54 = 0,46

Рсм = 1030*0,54 + 830*0,46 = 937 кг/м³
. Переводим дебит из т/сут в м³/сут
10³Q¹*

Q = ----(3.3)

Рсм

10³22*

Q = ---- = 23,5 м³/сут

937
. По диаграмме Адонина выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса в зависимости от планируемого дебита и глубины спуска насоса. Для наших условий нас устраивает 5СК-4-2Д-1600 с диаметром насоса 32 мм.

Проводим расшифровку СК: 5 - модификация СК;

. - наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в тоннах или 40 кН; 2,1 - максимальная длина хода сальникового штока в м;

- наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора в кгс*м или 16кН*м.

. Проводим выбор насоса по таблице в зависимости от глубины спуска насоса и планируемого дебита. Для наших условий подходит насос НСН2 с предельной глубиной спуска 1200 м. Выписываем техническую характеристику насоса:

вязкость жидкости до 25 мПа*с;

объемное содержание механических примесей не более 0,05 %;

условный размер насоса 32 мм;

идеальная подача при п = 10 мин^-1 35 м³/сут;

максимальная длина хода плунжера 3 м;

максимальная высота подъема жидкости 1200 м

условный диаметр НКТ - 48 мм.

. Проводим выбор штанг по таблице в зависимости от диаметра насоса и глубины спуска. Для наших условий рекомендуется одноступенчатая колонна штанг диаметром 19 мм с предельной глубиной спуска 1170м изготовленных из углеродистой стали нормализованной при [Q_пр] = 70МПа.

Вес 1 метра штанг диаметра 19 мм по таблице соответственно: q₁₉ = 23,0535 Н

. С целью создания статического режима откачки и уменьшения нагрузки на головку балансира принимаем длину хода сальникового штока равную максимальной для данного СК S = 2,1 м.

8. Определяем необходимое число качаний: n=(3.4)

где а - коэффициент подачи насоса, находится в пределах 0,7-0,8, принимаем а = 0,75;

F_пл - площадь сечения плунжера, определяется по формуле:
F_пл =п*d²/4(3.5)F_пл = 3.14*0,032²/4 = 0,000804 м²

n = 13
. Определяем максимальную нагрузку на головку балансира:
Рмак = Р_ж + Рш*(в + м)(3.6)
где Р_ж - вес столба жидкости в НКТ,
р_ж = F_пл*L*Р_см*g(3.7)

Р_ж = 0,000804*1080*937*9,81 = 7982 Н

Р_ш - вес колонны насосных штанг,
Р_ш = q₁₉*L (3.8)

Р_ш = 23,0535*1080 = 24900 Н

в - коэффициент потери веса штанг в жидкости,
в = ^Рш - ^Рсм Рш (3.9)

где р_ш - вес материала штанг, р_ш = 7850 кг/м,

в = 0,88
м - коэффициент динамичности,

S* n²

м = --- = (3.10)

1440

м = 0,25

Рмак = 7982 + 24900*(0,88 + 0,25) = 36119 Н
Сравниваем полученное значение с допустимым для данного СК, так как 40 > 36,2, то данный СК нас устраивает.

. Определяем максимальный крутящий момент:

М_кр.мак = 300*S + 0,236*S*(Р_мак - Р_мин)(3.11)
Где р_мин - минимальная нагрузка на головку балансира, определяем ее по формуле Милса:
Р_мин= P_ш* 1-(3.12)

Р =24900 * 1- = 19963Н

Мкр.мак = 300*2,1 + 0,236*2,1*(36119- 19963) = 8640 Н*м
. Сравниваем полученное значение с допустимым значением для данного СК, так как 16 > 8,64, то данный СК нас устраивает. Ю.

Определяем необходимую мощность электродвигателя СК:

N =0,401*10^-4*p*d²*S*n*p_см*L*Kу* +а (3.13)
где К_у - коэффициент уравновешенности, для балансирных СК

К_у=1,2;

N = 0,401*10-⁴*3.14*0,032²*2,1*13*937*1080*1,2*{ +0.75}= 4,9кВт
По таблице выбираем стандартный электродвигатель АОП-52-4 мощностью 7 кВт, число оборотов в минуту 1440, к.п.д. 86%.

. Рассчитываем напряжения в штангах. Обоснование конструкции штанговой колонны - наиболее ответственный этап проектирования установки, так как штанговая колонна - это тот элемент системы, который, в первую очередь, определяет длительность и безотказность работы установки в целом.

При нормальной работе насосной установки наибольшие напряжения действуют в точке подвеса штанг. Поэтому расчет ведем для штанг диаметром 19 мм.

.1 Определяем максимальное напряжение цикла:

_мак ~ Р_мак/f_шт (2,14)
где f_шт - площадь поперечного сечения штанг в точке подвеса, м². Так как наибольшие нагрузки приходятся в верхней части колонны, берем диаметр верхней секции штанг.
f_шт = 3,14*0,019²/4 = 2,83*10^-4 м² мак = 36119/2,83* Ю-⁴ = 127,6* 10⁶ Па

= 127,6 МПа

.2 Определяем минимальное напряжение цикла:
_мин = Р_мин/f_шт (2.15)

_мин = 19963/2,83* 10^-4 = 70,6*10⁶Па = 70,6 МПа
.3 Определяем амплитудное напряжение цикла:
а = (_мак - _мин)/2 (2.16)

а_а = (127,6 - 70,6)72 = 28,5 МПа

.4 Определяем приведенное напряжение цикла: пр = (2.17)
_пр = 60,ЗМПа
Так как допускаемое приведенное напряжение для принятой колонны штанг [о_мак] = 70 МПа, а расчетное _пр = 60,3 МПа, то данная колонна штанг выбрана правильно.

.6 Характеристика работы насосных штанг

Насосные штанги служат соединительным звеном между наземным индивидуальным приводом станка-качалки и скважинным насосом. К штангам предъявляют повышенные требования, так как в процессе работы они испытывают значительные нагрузки, изменяющиеся в широких пределах в течение каждого хода станка-качалки.

Насосные штанги изготовляют из сталей разных марок, которые для придания равнопрочности подвергают термической обработке (нормализации) и обработке токами высокой частоты (ТВЧ).

Насосные штанги (табл. 2.8) применяют в виде колонн, составленных из отдельных, соединенных посредством муфт, штанг.
Таблица 2.8

Штанга	Номинальный диаметр			Размеры квадратной части
	штанги	Резьбы штанги	головки		Штанги
	(по телу)	(наружный)
ШН 16	16	23,824	35		22
ШН 19	19	26,999	35		27
ШН 22	22	30,17	35		27
ШН 25	25	34,936	42		32

Штанговые муфты выпускают следующих типов:

соединительные МШ - для соединения штанг одинаковых размеров;

переводные МТТТП - для соединения штанг разных размеров.

Муфты каждого типа изготовляют в исполнении 1-е "лысками" под ключ и в исполнении II - без "лысок".

Муфты в основном изготовляют из углеродистой стали марок 40 и 45. Предусматривается также изготовление муфт из легированной стали марки 20Н2М для эксплуатации в тяжелых условиях. Муфты, как правило, подвергают поверхностной термообработке ТВЧ.

Штанги поставляют с плотно навинченными на один конец муфтами. Открытая резьба штанги и муфты предохраняется колпачками или пробками.

Каждую штангу маркируют на двух противоположных сторонах каждого квадрата. На одну сторону квадрата наносят товарный знак или условное обозначение предприятия-изготовителя и условный номер плавки. На другой стороне квадрата проставляют марку стали, год выпуска, квартал и технологическую маркировку предприятия изготовителя. Штангу, подвергнутую обработке ТВЧ, маркируют на третьей стороне каждого квадрата буквой "Т".

Основные параметры, используемые при выборе колонны насосных штанг для обычных условий, - это максимальная нагрузка на штанги и ее возможные колебания. Для быстрого и правильного подбора штанговых колонн следует пользоваться таблицами и специальными номограммами.

Для обеспечения наибольшего срока службы насосных штанг требуются тщательное наблюдение за каждым комплектом штанг, спускаемых в скважину, и своевременная отбраковка негодных.

Насосные штанги и муфты к ним выпускают:

для легких условий работы - из стали марки 40, нормализованные;

для средних и среднетяжелых условий работы - из стали марки 20Н2М, нормализованные;

для тяжелых условий работы - из стали марки 40, нормализованные с последующим поверхностным упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ и из стали ЗОХМА, нормализованные с последующим высоким отпуском и упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ;

для особо тяжелых условий работы - из стали марки 20Н2М, нормализованные с последующим упрочнением тела штанги ТВЧ. Данные о механических свойствах материалов штанг приведены в таблице 2.9

ГОСТ предусматривает изготовление штанг диаметром 12; 16; 19; 22 и 25 мм длиной 8 м. Допускается выпуск штанг длиной 7,5 м в количестве не более 8 % от числа штанг длиной 8 м. Кроме штанг нормальной длины, для подбора необходимой длины подвески изготовляют штанги укороченные длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и Зм

Таблица 2.9

Марки стали	Вид термической обработки	Временное сопротивление разрыву, МПа	Предел текучести, МПа	Относительное удлинение, %
40	Нормализация или нормализация	570	320	16
20Н2М	с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ То же	600	390	21
	Объемная закалка и высокий	630	520	18
ЗОХМА	отпуск Нормализация и высокий отпуск	610	400	20
15НЗМА	с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ Нормализация с последующим	650	500	22
15Х2НМФ	поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск	700	630	16

Основные виды износа и разрушения насосных штанг

Переменная нагрузка на штанги вызывает усталость, приводящую к внезапному обрыву. При расчете штанг принимается, что напряжения растяжения (сжатия) по поперечному сечению штанг одинаковы в любых точках сечения. В действительности в некоторых точках сечения оно меньше, чем расчетное. В этих точках штанги с течением времени происходит микроскопический сдвиг частиц металла и постепенно образуется трещина, являющаяся концентратором напряжения. Концентрация напряжений развивает трещину, вследствие чего через некоторый момент времени происходит обрыв.

Усталостные трещины образуются также по следующим причинам.

. Наличие на поверхности штанг механических повреждений от ударов металлическими предметами. На дне риски создается концентрация напряжения и развивается трещина.

. Появление перенапряжений в поверхностном слое металла, возникших вследствие изгиба штанги при ее транспортировке или спуско-подъемных операциях.

Из-за усталости металла происходит почти 100% всех обрывов. Промысловые наблюдения показали, что более 50% обрывов штанг происходит по резьбе. На обрывы в резьбе также влияет крутящий момент, прилагаемый при затяжке резьбы во время спуска штанг в скважину. Оптимальный крутящий момент для штанг диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм равен соответственно 0,3; 0,5; 0,7 и 1,05 кН*м. На усталостную прочность большое влияние оказывает также рабочая среда, то есть свойства откачиваемых жидкости и газа. Особенно сильное (коррозионное) воздействие оказывает водный раствор сероводорода. Исследуя усталостную прочность материалов штанг в условиях агрессивной среды, установлена причина снижения предела усталости. Причина этого явления в том, что находящиеся в жидкости поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхности металла, в том числе и в мельчайших трещинах, и при переменной нагрузке на штанги не дают возможности силам сцепления между частицами металла сомкнуть цепь. В результате концентрация напряжений в трещинах увеличивается, и трещины быстро развиваются. Поэтому при расчете штанг необходимо учитывать коррозионный предел усталости.

Причина преждевременного выхода штанг из строя - износ муфт. В искривленных скважинах штанговые муфты истираются о насосные трубы, бывают случаи истирания насосных труб. В таких случаях следует применять закаленные шлифованные штанговые муфты, имеющие меньший коэффициент трения, или устанавливать скребки-завихрители, закаленные ТВЧ. Скребки соприкасаются с насосной трубой большей поверхностью, уменьшается удельное давление на трубу и скребок изнашивается медленнее, чем штанговая муфта. В местах резкого искривления скважин на насосных штангах ставят роликовые фонари.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В современных условиях, когда финансовые возможности компании сильно ограничены, решающее значение приобретает снижение эксплуатационных затрат и издержек производства на всех его этапах и повышение экономической эффективности глубинно-насосной добычи. Одно из важных направлений этой работы - повышение качества ремонта оборудования и уменьшение затрат при ремонте, эксплуатации и обслуживании ШСНУ.

С целью повышения работоспособности установок штанговых глубинных насосов надо создать участки по входному контролю, правке и ремонту насосных штанг, штанговых насосов и насосно-компрессорных труб. Решение данной проблемы в компании ведется по двум направлениям:

• создание собственных специализированных участков, где сервис осуществляется собственными силами;

• создание специализированных участков совместно с заводами-изготовителями оборудования, где сервис осуществляется силами заводов-производителей (Пермская компания нефтяного машиностроения и "Мотовилихинские заводы").

Так, специально для участка по входному контролю и ремонту ШГН были приобретены и внедрены оборудование и приборы измерения и контроля прямолинейности канала и диаметра внутренней поверхности цилиндра ("ПИКА"), приборы измерения и контроля диаметра плунжера, определения группы посадки. Приборы обладают высокой степенью точности и имеют программное обеспечение, позволяющее все результаты измерений вносить в банк данных в виде графиков.

Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилегающие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято подразделять на текущий и капитальный ремонт.

От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме. Межремонтным периодом работы скважин (МРП) называется продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта. МРП определяется делением числа скважино-суток, отработанных в квартале, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год по отдельной скважине, по цеху добычи нефти и газа, НГДУ, объединению в целом и по способам эксплуатации.

Повышение МРП приводит к повышению эффективности работы предприятия, позволяет в несколько раз сократить закупки нового оборудования и увеличить прибыль предприятия.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 1989.

. Юрчук А.М., Истомин А.З., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

. Мищенко И.Т., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н., Спутник нефтяника и газовика, М., Недра, 1986.

. Сулейманов А.В., Карапетов К.А., Яшин А.С., Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин, М., Недра, 1984.

. Бухаленко Е.И., Бухаленко В.Е., Оборудование и инструмент для ремонта скважин, М., Недра, 1991.

. Сулейманов А.Б., Карапетов К. А., Яшин А.С., Техника и технология капитального ремонта скважин, М., Недра, 1987.

. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г., Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, М., Недра, 1985.

. Материалы НГДУ. Ю. Куцын П.В., Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности, М., Недра, 1987.

. Бойко В.С., Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 1990.

. Уметбаев В.Г., Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин, М.. Недра, 1989.

. Махмудов С.А., Абузерли М.С., Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов, М., Недра, 1995.