Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок скважинных штанговых насосов. Технологический режим работы скважин. Исследование работы УСШН.

Отличительная особенность штанговой скважинно-насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Схема и принцип работы установки

Схема ШСНУ (рис. 9.1) включает оборудование: а) наземное - станок-качалку (СК), оборудование устья; б) подземное - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Основные элементы СК - это стойка 17 с балансиром 16, два кривошипа 21 с двумя шатунами 19, редуктор 22, клиноременная передача 24, электродвигатель 25 и блок управления 28, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи. ШСН состоит из цилиндра 3, плунжера 4, всасывающего 2 и нагнетательного 5 клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ 6. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом), имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз. Электродвигатель 25 через клиноременную передачу 24 и редуктор 22 придает двум массивным кривошипам 21, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение, Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира 16, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке 17. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам 7 и через них плунжеру ШСН. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывается нагнетательный клапан. Для телемеханизации применяют систему телемеханики ТМ-620, которая обеспечивает телеуправление двухлозиционными исполнительными устройствами ТУ, телеизмерение интегральных (дебит) ТИИ и текущих (давление и др.) ТИТ значений параметров, теле динамометрирование (теле контроль) ТД, телесигнализацию аварийного состояния ТСА, телесигнализацию состояния двухпозиционного объекта ТСС, а также двухстороннюю телефонную связь. Совместно с системой ТМ-620 работает устройство теле динамометрирования частотное УТЧ. Система типа ТМ-660Р «Хазар» в качестве линии связи имеет также выделенный радиоканал. Разрабатываются объектно ориентированные микропроцессорные комплексы, позволяющие дистанционно управлять кустами (группой) скважин с механизированной (газлифтной, насосной) добычей нефти.

Рис. 9.1. Схема штанговой скважинно-насосной установки:

1 - эксплуатационная колонна; 2 - всасывающий клапан; 3 - цилиндр насоса; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 - насосно-компрессорные трубы; 7 - насосные штанги; 8 - крестовина; 9 - устьевой патрубок; 10 - обратный клапан для перепуска газа; 11 - тройник; 12 - устьевой сальник; 13 - устьевой шток; 14 - канатная подвеска; 15 - головка балансира; /5-балансир; 17 - стойка; IS -балансирный груз; 19 - шатун; 20 - кривошипный груз; 21 - кривошип; 22 - редуктор; 23 - ведомый шкив (с противоположной стороны тормозной шкив); 24 - клиноременная передача; 25 - электродвигатель на поворотной салазке; 26 - ведущий шкив; 27 - рама; 28 - блок управления

Проектирование.

Вариант компоновки штанговой насосной установки и режима ее работы, обеспечивающего заданный плановый отбор нефти, выбирается следующим образом:

1. Задаются набором исходных данных для расчета зависимостей объемного коэффициента нефти и количества растворенного в нефти газа от давления.

2. Строится кривая распределения давления по стволу скважины, начиная от забоя и до глубины, где давление становится минимально допустимым или газосодержание достигает максимально допустимой величины.

3. Выбирается глубина спуска насоса. С одной стороны, глубина спуска насоса должна быть достаточной для обеспечения высоких значений коэффициента наполнения, с другой – по возможности минимальной, чтобы не произошло чрезмерного роста нагрузок на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на оборудование и подземный ремонт.

4. Выбор скважинного штангового насоса. Выбирать тип и размер насоса следует в соответствии с действующей Инструкцией по эксплуатации скважинных штанговых насосов, согласно которой при выборе учитываются состав откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды) и ее свойства, дебит скважины и высота подъема жидкости.

5. Выбор колонны насосно-компрессорных труб. НКТ, применяемые при насосной эксплуатации скважин, выпускаются с гладкими и высаженными концами. Диаметр НКТ выбирается в зависимости от типа и условного размера скважинного штангового насоса.

6. По кривой распределения давления по стволу скважины для выбранной глубины спуска насоса определяются давление Р_пр и газосодержание b_прна его приеме.

7.Вычисляется коэффициент сепарации газа и трубный газовый фактор. Коэффициент сепарации газа у приема погружного оборудования k_с, характеризуется отношением объема свободного газа, уходящего в межтрубное пространство Q_{г меж} к общему объему свободного газа Q_г у приема (при данных термодинамических условиях): k_с = Q_{г меж}/Q_г

8. По методике Ф.Поэттмана и П.Карпентера рассчитывается давление на выходе из насоса Р_вых.

9. Определяется максимальный перепад давления, обусловленный движением продукции через всасывающий и нагнетательный клапаны насоса, а также оценивается минимально необходимое давление на приеме насоса при откачке дегазированной жидкости.

10. Вычисляются утечки в зазоре плунжерной пары q_ут, коэффициент наполнения насоса h_нап и коэффициент h_г, учитывающий количество растворенного в нефти газа; затем подбираются длина хода плунжера S_пл и число ходов N, которые бы обеспечивали необходимую подачу насоса по газожидкостной смеси W_нас;

11. Подбирается конструкция штанговой колонны. Затем определяются: потери хода плунжера от упругих деформаций штанг l_шт и труб l_тр и длина хода полированного штока S,

12. Экстремальные нагрузки Р_мах и Р_мин и приведенное напряжение σ_пр в точке подвеса штанг;

13. Силы сопротивления, действующие при работе установки;

14. Максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора станка-качалки М_{кр мах}.

15. Выбирается станок-качалка.

16. Рассчитываются такие энергетические показатели работы штанговой насосной установки, как мощность, затрачиваемая на подъем жидкости, полная и полезная, потери энергии в подземной и наземной частях установки, удельный расход энергии и к.п.д. установки.

17. Проводится оценка показателей надежности установки (вероятная частота обрыва штанг l и общее число подземных ремонтов N_рем), и определяется коэффициент ее эксплуатации.

18. Рассчитываются экономические показатели: капитальные и эксплуатационные затраты, себестоимость подъема нефти из скважины и условные приведенные затраты, обусловленные типоразмером и режимом работы насосной установки. При этом учитываются стоимость полного комплекта насосного оборудования, расходы на электроэнергию, ПРС и амортизационные отчисления.

Оптимизация

При эксплуатации скважин ШГН максимально возможный дебит скважины обеспечивается определенным сочетанием параметров эксплуатации глубиннонасосного оборудования и геолого-технической характеристики скважины. Подача ШГН при прочих равных условиях в основном зависит от его диаметра.

В качестве оптимального выбирают диаметр насоса, который в условиях эксплуатации данной скважины обеспечивает максимальный дебит.

Конструкцию колонны штанг и допустимую нагрузку определяют исходя из допустимого приведенного напряжения в наиболее опасном сечении штанг каждой ступени.

Если отбор жидкости из скважины ограничен, то оптимизацию проводят по критерию минимальной нагрузки на колонну штанг, что обеспечивает минимальные эксплуатационные затраты из-за увеличения межремонтного периода эксплуатации скважин.

Диагностика

Существующая методика динамометрирования позволяет качественно правильно оценивать условия работы насосов.

Определение давления у приема насоса выполняют следующим образом. Динамографом снимают динамограмму работы ШГН, на которой записывается линия веса штанг в жидкости при крайнем нижнем положении балансира станка-качалки и линия веса штанг плюс жидкости при крайнем верхнем положении балансира.

Для повышения точности определения давления у приема насоса рекомендуется записывать несколько динамограмм со сменой положения динамографа на канатной подвеске, чтобы уменьшить или исключить ошибку, возникающую за счет возможного эксцентричного положения динамографа.

Сняв динамограммы работы глубиннонасосной установки, приступают к ее расшифровке, однако прежде необходимо определить исправность глубинного насоса. Если по динамограмме обнаружены пропуски в нагнетательном узле наоса (например, в приемном или нагнетательном клапанах), то такие динамограммы непригодны для определения давления у приема насоса.

Исследование работы

Скважины, оборудованные ШСНУ, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q(Δр) и зависимости Q от режимных параметров работы установки. Согласно уравнению Q=1440FSn, дебит задают величинами S и n, изменяя одну из них при переходе к другому режиму отбора жидкости.

Сущность эхометрии заключается в следующем. В затрубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующим устройством, которое записывает все сигналы (исходный и отраженные) на бумажной ленте в виде диаграммы. Измеряя длину записи между импульсами сигналов на эхограмме, определяем время прохождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно.Эхометрирование глубиннонасосных скважин, применяемое для отбивки уровня газированной жидкости (нефти) в затрубном пространстве, может быть осуществлено на скважинах, где возможно стравливание давления из затрубного пространства до атмосферного без нефтепроявлений. Удовлетворительные результаты получаются на скважинах со сравнительно небольшими газовыми факторами. Чем меньше газовый фактор, тем более точно отбивается положение динамического уровня.

Для исследования скважин эхометрированием в последних устанавливают репера, служащие для определения скорости звука в затрубном пространстве, несколько выше предполагаемого статического уровня жидкости в скважине. Для повышения точности замеров рекомендуется устанавливать два репера: один несколько выше динамического уровня, второй – на 100 м выше первого. Репер, представляющий собой патрубок длиной 300-400 мм, устанавливают на НКТ концентрически.[2].