Эксплуатация скважин глубиннонасосными установками(ГНУ).

1. По конструкции

1.1.Насосы простые (с одним плунжером постоянного диаметра).

1.2.Насосы дифференциальные (с двумя и более плунжерами различных диаметров).

1.3.Трубные насосы (цилиндр спускается в скважину на колонне НКТ, а плунжер — на колонне штанг).

1.4.Вставные насосы (цилиндр и плунжер спускаются вместе на колонне штанг).

1.5.Насосы с неподвижным цилиндром и движущимся плунжером.

1.6.Насосы с движущимся цилиндром и неподвижным плунжером.

2. По характеру всасывания продукции

2.1.Всасывание при ходе вверх.

2.2.Всасывание при ходе вниз.

2.3.Всасывание при ходе вверх и вниз.

3. По принципу действия

3.1.Одинарного действия.

3.2.Двойного действия.

4. По назначению

4.1.Для добычи жидкости в обычных условиях.

4.2.Для добычи жидкости со значительным содержанием свободного газа.

4.3.Для добычи вязких жидкостей.

4.4.Для добычи больших объемов жидкости.

4.5.Для добычи жидкости с содержанием механических примесей (песка).

На рис. 5.2 представлены основные схемы глубинных плунжерных насосов. Каждый из приведенных на рис. 5.2 насосов имеет свою область применения, а в целом, гамма разработанных насосов закрывает основные осложняющие факторы в процессе добычи нефти.

В соответствии с классификационными признаками насос на рис. 5.2,а обладает такой характеристикой — 1.1, 2.1, 3.1, 4.1, что расшифровывается следующим образом: насос простой, всасывание осуществляется при ходе вверх, насос одинарного действия, предназначен для откачки жидкости в обычных условиях.

Насос на рис. 5.2,б классифицируется так — 1.2,2.1, 3.1, 4.3, что обозначает: насос дифференциальный, всасывание при ходе вверх, одинарного действия, предназначен для добычи вязких жидкостей.

Насос на рис. 5.2,в классифицируется так— 1.2, 2.1, 3.1, 4.2: насос дифференциальный, всасывание при ходе вверх, одинарного действия, для добычи жидкости со значительным содержанием свободного газа (насос ступенчатого сжатия).

Насос на рис. 5.2,г классифицируется так — 1.2, 2.3, 3.2, 4.4: насос дифференциальный, всасывание при ходе вверх и вниз, двойного действия, для добычи больших объемов жидкости (насос высокой производительности).

Насос на рис. 5.2,д классифицируется так — 1.1,2.1, 3.1, 4.5: насос простой, всасывание при ходе вверх, одинарного действия, для добычи жидкости с содержанием механических примесей.

5.3.2. Схема скважинной штанговой установки

Схема СШНУ представлена на рис. 5.3. Оборудование СШНУ состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).

Основным элементом наземного оборудования является станок-качалка, состоящий из балансира 2, головки балансира 3, стойки 4, шатуна 5, кривошипа 6, редуктора 7, приводного двигателя 8, тормоза 9 и противовесов 10. Управление наземным оборудованием осуществляется специальной станцией 1. Станок-качалка, редуктор и приводной двигатель монтируются на металлической раме 11, устанавливаемой на бетонном фундаменте 12. Головка балансира 3 имеет канатную подвеску 13, соединенную с полированным штоком 15 с помощью траверс 14. Устье скважины оборудовано устьевой арматурой 16. Станок-качалка предназначен для восприятия нагрузок, действующих в точке подвеса штанг (ТПШ) в течение насосного цикла, и преобразования вращательного движения ротора приводного двигателя в возвратно-поступательное движение головки балансира. Редуктор 7 предназначен для снижения числа оборотов приводного двигателя 8 и повышения крутящего момента на выходном валу, на котором закреплены кривошипы 6. Кривошипы 6 соединены шатунами 5 с балансиром 2. На входном валу редуктора имеется шкив, соединенный клиноременной передачей со шкивом приводного двигателя 8. В системе имеется также тормоз 9. Приводной двигатель устанавливается и закрепляется на салазках. При необходимости изменения числа качаний балансира заменяется размер шкива на приводном двигателе. Изменение длины хода полированного штока 15 (перемещения головки балансира) осуществляется изменением радиуса кривошипа 6 перестановкой шатуна 5, для чего кривошип имеет несколько отверстий. Кроме того, кривошип имеет устройство, позволяющее перемещать вдоль него противовесы 10, добиваясь наилучшего уравновешивания нагрузок, действующих в ТПШ.

В настоящее время промышленностью выпускается значительное количество типоразмеров станков-качалок (СК), отличающихся грузоподъемностью, длиной хода полированного штока и числом качаний, предназначенных для эксплуатации скважин различных категорий.

Устьевая арматура 16 имеет выкидной манифольд, манифольд затрубного пространства, а также сальниковое устройство, через которое проходит полированный шток 15.

Подземное оборудование включает колонну штанг 17, предназначенную для передачи возвратно-поступательного движения головки балансира плунжеру 19 глубинного насоса, а также для восприятия нагрузок, действующих на штанги в течение насосного цикла. Имеется колонна НКТ 18, на нижнем конце которой закреплен цилиндр насоса 22. Плунжер глубинного насоса имеет один или два нагнетательных клапана 20, а цилиндр насоса — всасывающий клапан 2. К приему насоса закреплен хвостовик 23.

Цилиндр скважинного насоса имеет различное конструктивное оформление, а внутренняя его поверхность тщательно обработана, равно как и наружная поверхность плунжера. Вместе они составляют пару трения.

Как видно из рис. 5.3, при ходе головки балансира вверх плунжер также перемещается вверх; при этом нагнетательный клапан 20 закрывается под действием веса продукции скважины, находящейся в НКТ. При снижении давления в цилиндре насоса до величины, меньшей, чем давление на приеме (давление в скважине перед всасывающим клапаном), всасывающий клапан 21 открывается и цилиндр насоса заполняется скважинной продукцией (такт всасывания). При ходе плунжера вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, а когда давление в цилиндре насоса (под плунжером) становится большим, чем давление над плунжером, открывается нагнетательный клапан, и продукция из цилиндра через плунжер перетекает в колонну НКТ (такт нагнетания). Затем цикл повторяется.

Следует отметить, что колонна штанг работает в очень сложных условиях, связанных не столько с длительным контактом со скважинной продукцией (а она может быть и коррозионно активной), сколько со сложными и переменными во времени нагрузками (растягивающими, сжимающими, изгибающими и крутящими). Расчет колонны штанг с учетом всех действующих нагрузок является сложной физической задачей.

Одним из основных технологических вопросов является подача скважинной штанговой насосной установки.

Фонтанная эксплуатация скважин, в том числе и горизонтальных, — это способ добычи нефти, при котором жидкость в скважине поднимается на поверхность за счет природной пластовой энергаи — гидростатического напора и энергии расширения содержащегося в нефти газа. На основании широкомасштабных промысловых работ была предложена стратегия обоснования способа эксплуатации ГС в зависимости от дебитов жидкости и газа. Скважины с газовым фактором до 150 м³/т рационально эксплуатировать с помощью установки погружного центробежного электронасоса (УЭЦН), а с большим газовым фактором — в режимах «насос — фонтан» и «фонтан».

Так, в ОАО «Сургутнефтегаз» на насосном режиме рекомендовалось эксплуатировать 46% ГС (на 01.01.1999). Глубина спуска насосов определялась условиями исследования и глушения скважин. Из-за высоких забойного давления и дебита газа достаточно насосы спустить в скважину на глубину 800... 1 000 м и обеспечить напоры в пределах 600...800 м. В режиме «фонтан — насос» рекомендуется эксплуатировать скважины, по которым не гарантируется устойчивый фонтанный режим. Насос в скважине является техническим средством вывода и поддержания в ней фонтанного режима. Кроме того, следует отметить, что эксплуатация ГС механизированным способом осуществляется аналогично эксплуатации вертикальных скважин, при условии установки насосных агрегатов в вертикальной части ствола скважины. Применение того или иного вида насосного агрегата регламентируется как возможностью и целесообразностью, так и экономической эффективностью его применения.

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — наиболее распространенный способ добычи нефти, применяемый при эксплуатации свыше 40% действующего фонда скважин.
Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или нескольких пластов в скважинах глубиной до 3 500 м и с дебитом жидкости до нескольких сотен тонн в сутки.

Компания ООО «Двери 33» приглашает к сотрудничеству организации осуществляющие ремонт и строительство зданий. Компания занимается изготовлением дверных блоков для разного рода сооружений по оптово-индивидуальным заказам. Преобрести двери оптом дешево можно именно тут. Прайс-лист поможет Вам оценить модельный ряд изготавливаемой продукции.

Штанговая скважинная нефтяная установка (ШСНУ) включает в себя штанговый глубинный насос (ШГН), колонну штанг, оборудование устья и индивидуальный привод — станок-качалку (СК).
По конструкцииШГН подразделяют на невставные (трубные) и вставные. Невставным, или трубным, насосом называют насос, цилиндр которого присоединяют непосредственно к НКТ и вместе с колонной спускают в скважину, а плунжер спускают и поднимают отдельно на насосных штангах

Вставным называют насосы, цилиндр и плунжер которого спускают в скважину одновременно на насосных штангах. При этом насос устанавливают на специальную замковую опору, предварительно спущенную в скважину на колонне НКТ (рис. 6.1, б).
Насосные штанги служат соединительным узлом между наземным индивидуальным приводом станка-качалки и скважинным насосом и предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединяемых посредством муфт.
Оборудование устья предназначено для его герметизации и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах. При эксплуатации скважин ШГН может применяться оборудование устья типа ОУ-140-146/168-65 или ОУШ-65/50х140.
Станок-качалка — индивидуальный механический привод нефтяных штанговых скважинных насосов. Основные узлы СК: рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, редуктор с кривошипами и противовесами.
При эксплуатации ГС глубинными насосами между штангами и трубами возникают значительные силы трения, приводящие к быстрому износу штанговых муфт и внутренней поверхности труб, что снижает их межремонтные периоды. Для предотвращения истирания труб и штанговых муфт используют роликовые, каленые и шлифованные муфты, которые устанавливают в местах искривления ствола скважины. Роликовая муфта — удлиненная, с резьбой насосных штанг. В ее теле прорезаны три-четыре щели, в которых установлены ролики, вращающиеся на осях, закреп-ленных в теле муфты. При работе станка ролики катаются по поверхности трубы, уменьшая трение. Каленые муфты штанг со шлифованной поверхностью вследствие высокой твердости материала и гладкой поверхности хорошо сопротивляются износу и предохраняют от износа трубы, так как муфты скользят по трубам, почти не разрушая стенок.
При наличии песка рекомендуется применять в искривленных скважинах специальные скребки-завихрители, закаленные токами высокой частоты.
Для борьбы с односторонним истиранием штанг и муфт используют штанговращатели. Число неполадок в скважинах значительно уменьшается при переводе станка-качалки на малое число двойных ходов (качаний) при большой длине хода.

При эксплуатации наклонно-направленных, искривленных и горизонтальных скважин с помощью ШСНУ необходимо учитывать следуюшее:
• из формулы (6.3) следует, что в интервалах глубины скважины, где отмечается значительная кривизна и изменение азимута оси ствола скважины, сила нормального давления, а следовательно, и сила трения могут быть весьма значительными. При небольшом значении градиента азимута сила трения будет определяться только кривизной ствола;
• влияние кривизны и азимута возрастает со снижением глубины спуска насоса;
• достаточно, чтобы в интервале спуска насоса лишь в одном месте сила трения была велика, так как это обстоятельство будет обусловливать необходимость частых подземных ремонтов;
• эксплуатация искривленных скважин с приемлемыми экономическими показателями возможна лишь при сравнительно небольшом дебите, т.е. с минимальным пробегом трущихся поверхностей в единицу времени, так как скорость износа пропорциональна скорости откачки и увеличивается с увеличением диаметра насоса;
• как показывает опыт, при плоском профиле скважины кривизне более 8... 10 град ощутимо влияет на работу подземного оборудования (интервал кривизны расположен в нижней части интервала глубины спуска насоса);
• существует много типоконструкций штанговых протекторов, которые устанавливаются в интервалах интенсивного износа. Однако следует учитывать и то, что с установкой протекторов уменьшается износ муфт или труб, но полностью их износ не представляется возможным;
• износ труб и муфт существенно зависит от вязкости жидкости. Особенно значителен износ в сильно обводненных скважинах и менее всего — в чисто нефтяных скважинах с вязкой нефтью;
• пластовая вода обладает коррозионными свойствами. При сильном воздействии коррозии любые протекторы могут оказаться малоэффективными, поэтому необходимо применять ингибиторы коррозии. Раствор ингибитора либо систематически и дозированно подается в затрубное пространство скважины, либо периодически закачивается в пласт.
Зависимость межремонтного периода штанговых скважинных насосов от максимального зенитного угла и интенсивности набора кривизны представлена на рис. 6.2.
Возрастание угла наклона снижает работоспособность оборудования. Большая часть отказов приходится на заклинивание плунжера и обрыв штанг. Например, только в течение 1980 г. по причине заклинивания плунжера на Самотлорском месторождении произошло 29 отказов. Результаты ревизии показали, что заклинивание произошло вследствие попадания механических примесей между плунжером и цилиндром, чему предшествовал интенсивный износ рабочих органов.