Особенности работы скважинных штанговых насосов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

На заре развития нефтяной промышленности технология разработки месторождений основывалась на максимальном использовании естественной пластовой энергии. Нефть при истощении этой энергии и прекращения фонтанирования добывалось из неглубоких скважин или колодцев с применением различных устройств типа тартальных желонок , свабов по принципу подъема воды из колодцев с использованием ворота и бадьи или виде фонтанных притоков. В дальнейшем, с развитием техники бурения, глубины скважин постоянно возрастали, что вызывало проблемы подъема нефти на поверхность. Техническим прорывом в решении этой проблемы стало внедрение в США в 1923 году способа механизированной добычи нефти с применением глубинного насоса (поршневого, плунжерного), приводимого в движение через колонну штанг, которая соединена с установленным на поверхности силовым приводом-станком качалкой. Идея была настолько хороша, что уже 80 лет штанговая насосная эксплуатация по подъему добычи нефти и широте применения занимает первое место в мире. Так, в США этим способом эксплуатируется 85% всего фонда скважин (более 470 тыс.), в России около 53% (около 76 тыс.). Отсюда- важность повышения надежности и эффективности применения установок ШГН. Развитие глубинно-насосной добычи шло по пути постоянного улучшения прочностных характеристик насосных штанг и НКТ, повышение точности и износостойкости поверхностей плунжера и цилиндра насосов, модернизации его клапанов, увеличение его грузоподъемной мощности поверхностного привода (станка-качалки), совершенствования кинематики. Интенсивно велись работы по созданию и оснащению ШГН специальными комплектующими, обеспечивающими надежную эксплуатации насоса при высоком содержании газа, примесях песка в добываемой продукции, отложениях парафина и наличии коррозионно-активных компонентов.

1. СХЕМА И ПРИНЦИП РАБОТЫ УСТАНОВОК ШСН

Простое в конструктивном отношении устройство, скважинная насосная установка состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование состоит из штангового скважинного насоса со всасывающим клапаном (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном (подвижный) на верхнем конце поршня плунжера, насосных штанг и труб. Также подземное оборудование может включать газовые и песочные якори, хвостовики.

В наземное оборудование входят станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя, кривошипа, шатуна, балансир, устьевого сальника, устьевой обвязки и тройника. Штанговая скважинная насосная установка показана на рисунке 1.

В скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень (плунжер), который устанавливают в цилиндр насоса.

Плунжер имеет один или два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными. Верхний конец штанг крепится к головке балансира станка-качалки. Для направления жидкости из НКТ в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник, через который пропускают сальниковый шток.

Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора кривошипно-шатунного механизма и балансира, передается плунжеру скважинного насоса.

При ходе плунжера вверх под ним падает давление и всасывающий клапан открывается, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный клапан плунжера закрыт. При ходе плунжера вниз приемный клапан закрывается, а клапан, расположенный на плунжере, открывается и жидкость поступает в НКТ. При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются, в результате чего при каждом ходе некоторое количество жидкости поступает в НКТ. Уровень жидкости в НКТ постепенно повышается и достигает устья скважины; жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник с сальниковым устройством.

Рисунок 1 Схема балансирного станка-качалки:

1 - канатная подвеска, 2 - балансир с поворотной головкой, 3 - опора балансира, 4 - стойка, 5 - шатун, 6 - кривошип, 7 - редуктор, 8 - ведомый шкив, 9 - клиноременная передача, 10 - электромотор, 11 - ведущий шкив, 12 - ограждения, 13 - салазки поворотные для электромотора, 14 - рама, 15 - противовес, 16 - траверса, 17 - тормозной шкив



Рисунок 2 Принципиальная схема скважинных штанговых насосов:

1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры, , 4 - троиниковое устроиство, 5 - крышка сальника, 6 - головка балансира, 7 - кривошип; 8 - шатун, 9 - электродвигатель.

штанговый насос скважинный

Станок-качалка - балансирный индивидуальный привод ШСН. Основные узлы станка-качалки - рама, стойка ввиде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. Комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке (рис. 3.2).

1.1 ОБОРУДОВАНИЕ ШСНУ

штанговый насос скважинный

Устьевое оборудование предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

Типичное устьевое оборудование ШСНУ состоит из: колонный фланец, планшайба, НКТ, опорная муфта, тройник, корпус сальника, полированный шток, головка сальника, сальниковая набивка (рис. 3.3).

Штанговые скважинные насосы делятся на невставные или трубные, вставные и специальные насосы.

НСВ-1 - насос скважинный вставной одноступенчатый, с замком наверху;

НСВ-2 - то же, с замком внизу;

НСВБ-1 - то же, с безвтулочным цилиндром и замком наверху и др.

Рисунок 3 Принципиальная схема скважинных штанговых насосов

а - невставной насос штоком типа НГН-1, б - невставной насос с ловителем типа НГН-2: 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры, 4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типаНГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный корпус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка.

Трубные насосы:

НСН-1 - насос скважинный невставной, одноступенчатый, с втулочным цилиндром и захватом всасывающего клапана штоком;

НСН-2 - то же, с ловителем и др.

Специальные насосы: НСВ1П, НВСВ1В, НСН2В, НСН2Т.

На рис. 3.4 представлена принципиальная схема скважинных штанговых насосов НСВ1 и НСВ2.

При выборе насоса учитывают тип СК и длину его хода. При выборе оптимального режима работы ШНУ стремятся к тому, чтобы диаметр выбранного плунжера был минимальный. На промыслах рекомендуют применять плунжеры длиной 1200, 1500 и 1800 мм. Наиболее быстро изнашиваемым узлом в насосе является клапан. Непрерывные удары шарика по седлу под действием столба жидкости в течение длительного времени разбивают поверхность контакта, и герметичность клапана нарушается. Особенно тяжелые условия для работы клапана создаются при откачке жидкости с абразивной взвесью и при наличии коррозионной среды.

Обычные штанги выпускаются четырех номинальных диаметров: 16, 19, 22, 25мм. Концы штанги имеют утолщенные головки с квадратным сечением. Штанги соединяются штанговыми муфтами.

2. Особенности работы ШСНУ в скважинах со сложным пространственным профилем ствола и составом продукции

Современное состояние нефтедобычи требует решения задач, связанных с повышением производительности скважин. В современных условиях нефтедобычи, осложненных высокой обводненностью продукции, изменением состава пластовых вод, повышением концентрации сероводорода больший вес приобретают проблемы, связанные с коррозией нефтедобывающее оборудования. Проблемы коррозии также могут спровоцировать отложения осадков на поверхности.

1. Общие подходы к решению проблемы повышения срока эксплуатации нефтепромыслового оборудования при его постоянном контакте с сероводородом.

В настоящее время свыше 70 % действующего фонда скважин оснащены штанговыми насосами. Коррозионному разрушению в условиях высокообводненных нефтей подвергаются детали проточной части штанговых насосов, изготовленные из углеродистых и низколегированных сталей. Однако основная причина снижения надежности этого типа насосов- коррозионно-усталостные разрушения и абразивное изнашивание сопряженных деталей шариковых клапанов. Повреждение притертых поверхностей седла и шарика приводит к нарушению герметичности запорного узла, промыву седла и быстрому выходу седла из строя.

В сильно обводненных нефтях, содержащих сероводород. При добыче нефти сероводород находится в основном в попутном газе. Эти коррозионные разрушения приводят к тому, что штанговые насосы меняют в течении года по 8…9 таз, а с учетом замены них клапанов на каждую скважину приходится по 16…17 ремонтов в год. Поэтому проблема как продлить срок эксплуатации нефтепромыслового оборудования, находящегося в постоянном контакте с H₂S, стоит перед нефтяниками всего мира.

Успешно бороться с разрушением нефтяного оборудования и тем самым продлить срок его жизни при его контакте с H₂S можно только комплексно. Прежде всего нефтяное оборудование должно быть изготовлено из материалов, устойчивых к действию сероводорода. Поскольку к таким идеальным материалам с точки зрения их как технологической, так и экономической эффективности мы только стремимся, параллельно ведутся работы по второму направлению - использованию изоляционных материалов и антикоррозионных покрытий, которые способны продлить срок жизни действующего оборудования. Наконец, эффект приносит и борьба с самим «корнем зла» - сульфатвосстанавливающими бактериями, подавление роста которых, пожалуй, наиболее важная составляющая часть этого комплекса работ.

А). материалы, устойчивые к действию H₂S. Глубинно-насосные штанги, помимо общей коррозии и коррозии вследствие трения колонны штанг о поверхность НКТ, подвергаются растрескиванию из-за попадания атомарного водорода в стальные конструкции. Аналогично подвержены коррозии штанговые насосы. НКТ подвергаются коррозии как с внутренней, так с внешней стороны, растрескивание труб может приводить к их обрыву. На устойчивость сталей к сероводороду, прежде всего, влияют структура стали и ее прочностные характеристики. К действию сероводорода наиболее устойчивы пластичные стали. Однако пластичность сталей достигается за счет снижения прочности.

Весьма перспективно нанесение покрытий на стальную основу. При этом достигается экономия дефицитных и дорогостоящих материалов и возможность использования свойств обоих компонентов - высокой защитной способности покрытия и механических свойств основы.

Наиболее опасно в сероводородосодержащей среде покрытие ХТО цинкованием, так как коррозионный процесс протекает с увеличением потери массы. В среде при отсутствии сероводорода коррозионной стойкостью обладают образцы из стали 95 Х 18Ш и металлокерамическое покрытие, а также покрытие ХТО цинкованием. В условиях сероводородной коррозии коррозионную стойкость проявляют металлокерамическое покрытие и гальвоническое цинковое покрытие.

Б).Ингибиторы коррозии. Ингибиторами коррозии называются химические вещества, которые вводят в небольших количествах в агрессивную среду для того, чтобы подавить или замедлить процесс коррозии и тем самым продлить срок жизни действующего оборудования. Достоинством ингибиторов является и то, что их можно вводить в агрессивную среду в любом заданном месте без существенного нарушения технологического режима. Они представляют собой чаще всего смесь соединений. В их состав входят производные азот-, сера-, кислород-, и фосфорорганические соединения, такие, как формальдегид, меркаптаны, амины, многоатомные аминоспирты. Установлено что активность ингибиторов возрастает с повышением молекулярной массы входящих в него соединений, наличии в них колец и повышенной склонности этих соединений к поляризуемости. Ингибиторы влияют на кинетику электрохимических реакций, которые лежат в основе коррозионных процессов.

В)Борьба с сульфатвосстанавливающими бактериями. В подавляющем большинстве методы повышения добычи нефти провоцируют заражение продуктивных пластов сульфатвосстанавливающими бактериями, благодаря чему и растет содержание H₂S в нефтях. Ни качество стали, ни ингибиторы коррозии не могут остановить развитие сульфатвосстанавливающих бактерий.

Таким образом, противокоррозионная защита нефтепромыслового и нефтеперерабатывающего оборудования от действия сероводорода имеет три линии обороны: устойчивые к коррозии металлические конструкции, ингибиторы коррозии и защиту от сульфатвосстанавливающих бактерий как продуцентов H₂S.

В то же время необходимо иметь в виду, что в реальных условиях коррозия металлов происходит в растворах кислот, щелочей, хлоридов, нитратов, наконец, просто в парах воды. Поэтому выделяя главную причину коррозии, мы обязаны учитывать все факторы. Окончательный выбор антикоррозионных средств и покрытий должен быть индивидуальным настолько, насколько индивидуальна каждая нефтяная скважина.

Образование стойкой эмульсии при эксплуатации скважин ШСНУ

При откачке обводненной продукции свойства нефтеводогазовой смеси в насосном подъемнике значительно меняются по мере подъема от забоя до устья скважины вследствие изменения давления и температуры, выделения растворенного газа, механического воздействия на продукцию движущейся колонны насосных штанг, действия гравитационных и гидродинамических сил. Особенно сложная картина наблюдается при обводненности продукции 30-80 % : в подъемнике образуются стойкие эмульсии, вязкость которых превышает вязкость нефти в пластовых условиях, что осложняет эксплуатацию скважин ( высокая амплитуда нагрузок на оборудование, «зависание» штанг).

Одним из способов снижения интенсивности образования стойких водонефтяных эмульсий является применение устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса. Размещаемое под насосом устройство имеет разнесенные по вертикали приема для воды и нефти и переключатель потоков жидкости. Подобные устройства могут использоваться как с плунжерными, Тае и со штанговыми винтовыми насосами. При этом обеспечивается снижение гидродинамического сопротивления движению штанг, сопровождаемое уменьшением нагрузок. Вследствие этого:

- снижается обрывность штанговой колонны;

- увеличивается МПР скважины;

- устраняется необходимость применения скважинных дозаторов и подачи химических реагентов;

- устраняется необходимость периодических промывок скважин растворителями;

- уменьшаются потери напора в системе сбора и экономится электроэнергия на транспорт продукции;

- улучшаются условия работы установок подготовки продукции скважин.

Наиболее простую конструкцию, а следовательно, низкую стоимость и высокую надежность имеет устройство сифонного типа (рис.4).Переключатель потоков, позволяющий забирать жидкость либо меньшей плотности (нефть) через верхнее отверстие, либо большей плотности (воду) через нижнее отверстие, образован двумя соединенными навстречу друг другу U-образными трубками.

3.ПРИНЦИПЫ ПОДБОРА ОБОРУДОВАНИЯ ШСНУ И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА ЕГО РАБОТЫ

Подбор оборудования скважины и режима его работы производится индивидуально к каждой скважине. Основным требованиям к решению этой задачи является соответствие режима работы скважины, производительности скважинного насоса при возможно минимальных значениях нагрузки на головку балансира станка-качалки. При подборе ШСНУ учитываются геолого-физические условия эксплуатации скважины.

Совокупность геологических, технических и технологических параметров обуславливает работу установки только в течение определенного времени, поскольку основной узел - штанговый насос - относится к невосстанавливаемым изделиям.

Установление режима работы ШСНУ есть согласование режима откачки жидкости из скважин притокам жидкости из пласта.

Схема выбора насосной установки и режима ее работы:

1.Замеряют глубину скважины, диаметр эксплуатационной колонны, планируют дебит, определяют обводненность, плотность дегазированной нефти, газа, газовый фактор, вязкость нефти, давление насыщения, пластовое и устьевое давления, среднюю температуру в стволе скважины, коэффициент продуктивности, объемный коэффициент нефти при давлении насыщения.

2.Определяют дебит нефти по данным пункта 1, забойное давление. Строят кривую распределения давления по стволу скважины при известном забойном давлении. Пользуясь этой кривой определяют глубину спуска насоса.

3.По диаграмме А.Н. Адонина выбирают диаметр насоса, подбирают диаметр НКТ, определяют газовый фактор в НКТ, строят кривую распределения давления в НКТ и по ней находят давление на выходе насоса.

4.Определяют максимальный перепад давления в клапанах, утечки, подачу насоса, коэффициент наполнения, скорость откачивания. По диаграмме А.Н. Адонина выбирают станок-качалку. Подбирают электродвигатель для станка-качалки.

Для изучения и оценки влияния многочисленных факторов на работу ШСНУ, в частности, штангового глубинного насоса предложена специальная номенклатура показателей, основными из которых являются:

1. средняя наработка насоса и вероятность безотказной работы;

2. начальный и конечный коэффициенты подачи насоса;

3. средний срок службы насоса до списания;

4. коэффициент эксплуатации;

5. межремонтный период скважины, предопределяемый работой установки и насоса.

4. СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШСНУ

4.1 Коэффициент подачи

Общее количество жидкости, которое падает насос при непрерывной работе за единицу времени, называется его производительностью. На промыслах производительность глубинных насосов подсчитывают за сутки и обычно выражают в весовых единицах, так как это удобно при сопоставлении характеристики насоса и дебита скважины.

Очевидно, что производительность насоса зависит в основном от объема, описываемого плунжером, и числа его ходов. За один двойной ход плунжера ( двойным ходом плунжера считается движение плунжера вниз и вверх ) насос подает объем жидкости, равный

V=D² рS/4 (м³),

где D-диаметр плунжера;

S-длина хода плунжера.

Если обозначить число ходов плунжера в минуту через n, то минутная производительность насоса в объемных единицах будет равна

V_мин=рD² Sn/4 (м³/мин).

Чтобы получить произвлдительность насоса за сутки, эту величину надо умножить на число минут в сутках, т. Е. 60*24=1440:

V_сут=1440рD² Sn/4 (м³/сут).

Производительность насоса в весовых единицах может быть определена, если известен удельный вес г откачиваемой жидкости:

Q=1440рD² Snг /4 (т/сут).

Производительность насоса, рассчитанная по этим формулам, называется теоретической. Она показывает, какое количество жидкости может подавать насос при условии полного заполнения пространства цилиндра под плунжером и при отсутствии утечек жидкости в насосе и подъемных трубах.

Фактическая производительность насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его производительность может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической производительности к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его производительность. Работа глубинного насоса считается вполне удовлетворительной, если коэффициент подачи больше 0,6-0,7.

Коэффициент подачи насоса и его фактическая производительность определяются следующими факторами.

1. Влияние свободного газа. Отрицательное влияние свободного газа на работу глубинного насоса выражается в том , что газ, заполняя часть объема цилиндра насоса, уменьшает его наполнение жидкостью.

Степень отрицательного влияния свободного газа зависит от его содержания в откачиваемой жидкости, а также от объема пространства, образующегося между нагнетательным и всасывающим клапанами насоса при нижнем положении плунжера. Это пространство, называемое вредным, есть во всех глубинных насосах.

Отрицательное влияние свободного газа на работу насоса возрастает по мере увеличения объема вредного пространства и становится более ощутимым при меньшей длине хода плунжера. Его можно сократить следующими мерами:

а) применением глубинных насосов с уменьшенным объемом вредного пространства, что достигается размещением нагнетательного клапана в нижней части плунжера;

б) увеличением длины хода плунжера;

в) увеличением погружения насоса под уровень жидкости в скважине, вследствие чего жидкость поступает в насос под большим давлением с меньшим содержанием свободного газа;

г) установкой на приеме насоса специальных приспособлений - газовых якорей, которые отводят часть газа в затрубное пространство.

2. Степень пригонки плунжера. В процессе работы насос испытывает давление в несколько десятков атмосфер, создаваемое весом столба жидкости в подъемных трубах. При таком давлении объем жидкости, протекающий через зазоры между плунжером и цилиндром насоса, может составить значительную величину. Эта жидкость, заполняя часть освобождаемого плунжером объема цилиндра, уменьшает степень его заполнения свежей жидкостью, поступающей из скважины.

С целью сокращения утечек жидкости через зазоры между плунжером и цилиндром последние тщательно с минимальными зазорами пригоняют друг к другу. Однако уменьшение зазоров не ликвидирует полностью утечки жидкости, а при слишком тугой пригонке плунжера к цилиндру увеличивается сопротивление трения между этими узлами и возникает опасность заклинивания плунжера. Степень пригонки плунжера к цилиндру выбирают в зависимости от условий эксплуатации скважины.

3. Износ деталей глубинного насоса. С течением времени рабочие поверхности плунжера, цилиндра и клапанов насоса изнашиваются, в результате чего увеличиваются зазоры между ними и возрастают утечки жидкости. Износ этих деталей особенно интенсивен в скважинах , продукция которых содержит песок, а также при наличии в откачиваемой жидкости пластовой воды и сернистых газов. По этой причине коэффициент подачи насоса в процессе работы в скважине постепенно снижается и со временем возникает необходимость в замене насоса. Для увеличения продолжительности работы глубинных насосов их детали изготавливают из качественной стали и чугуна и подвергают специальной обработке, которая повышает их износостойкость.

4. Негерметичность подъемных труб. Снижение коэффициента подачи насоса может происходить также вследствие утечек жидкости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек являются плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнений резьб, дефекты в резьбе или трещины в стенках труб. Негерметичность труб может привести к полному прекращению подачи жидкости насосом на поверхность.

Поэтому при спуске НКИ в скважину следить за качеством их свинчивания, состоянием резьбы и наружной поверхности.

5 .Влияние удлинений насосных штанг и подъемных труб. Длина хода плунжера никогда не соответствует длине хода точки подвеса штанг.

При ходе плунжера вверх, когда нагнетательный клапан закрыт, вес столба жидкости полностью передается на штанги и они растягиваются пропорционально приложенной нагрузке. В первый момент подъема точки подвеса штанг плунжер остается неподвижным и начинает двигаться вверх лишь после того, как штанги растянутся на некоторую величину. В результате этого полезный ход плунжера под нагрузкой оказывается меньшим, чем перемещение точки подвеса штанг.

При ходе плунжера вниз вес столба жидкости передается на приемный клапан насоса и воспринимается колонной подъемных труб, вызывая перемещение цилиндра насоса вниз и сокращая тем самым длину хода плунжера относительно цилиндра.

Таким образом, в результате деформации колонны штанг и труб длина хода плунжера насоса оказывается уменьшенной на величину. Равную сумме их растяжений от веса столба жидкости.

Потеря длины хода плунжера возрастает по мере увеличения глубины подвески насоса.

6. Влияние числа качаний и длины хода плунжера насоса. Формула, по которой подсчитывается теоретическая производительность насоса, показывает, что с увеличением числа качаний производительность насоса возрастает. В действительности же с увеличением насоса сначала возрастает, а затем начинает снижаться. Это происходит потому, что при большом числе качаний скорость перемещения плунжера увеличивается и жидкость, поступающая в насос не успевает заполнять освобождающийся объем цилиндра.

Недостаточное заполнение цилиндра не только снижает коэффициент подачи насоса, но и отрицательно влияет на работу всей установки, так как движение плунжера вниз сопровождается его ударами о жидкость, что вызывает сотрясение колонны штанг и неравномерную нагрузку на механизм станка-качалки. Такие явления особенно часто наблюдаются при небольшом погружении насоса в жидкость.

Поэтому чрезмерное увеличение числа хода плунжера глубинного насоса не рекомендуется, и для многих скважин считается нормальным число качаний до 12-15 в минуту. Более целесообразно увеличивать производительность насоса путем удлинения хода плунжера при меньшем числе его ходов, что улучшает условия работы всей глубиннонасосной установки.

4.2 МРП, коэффициент эксплуатации

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (К_э) и межремонтный период (МРП).

К_э - это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (Т_отр), к календарному периоду (Т_кал).

МРП - это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени Т за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

Путями повышения К_э и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

5. Задача (Выбор оборудования и режима работы ШСНУ)

Дебит скважины по жидкости, м³/сут-13,6

Обводненность продукции, доли ед.-0,96

Количество раст-го в нефти газа при Р=Р_нас, н м³-

Глубина спуска насоса в скважину, м-1300

Объемный коэффициент у приема-0,975

Газовый фактор, н м³/м³-9,4

Давление у приема насоса,МПа-

Давление насыщения нефти газом,МПа-7,8

Содер-е азота в составе газа %-13

Внутренний диаметр обсадной колонны,м-0,146

Наружный диаметр НКТ,м-0,073

Коэффициент сверхсжимаемости газа-1

Средняя температура в скважине,к-321

Кинематическая вязкость,м²/с-0,00003

Плотность дегазированной нефти,кг/м³-881

Плотность пластовой воды,кг/м³-1170

Плотность попутного газа,кг/м³-1,4

Динамический уровень,м-609,5

Давление на выходе насоса,МПа-

Объемный коэффициент при условии выхода насоса-1,037

Объемный коэффициент при Р=Рнас-0,99

Длина плунжера,м-1,5

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА РАБОТЫ ШСНУ

Наиболее общая задача подбора оборудования ШСНУ и установления режима его работы формулируется следующим образом: выбрать компоновку основного оборудования и режим его работы для конкретной скважины или группы скважин таким образом, чтобы обеспечивался заданный отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателях эксплуатации.

Эта задача решается как при проектировании разработки нового нефтяного месторождения, так и в процессе его эксплуата-^ ции.

При оптимизации работы эксплуатируемых установок могут возникать более узкие задачи, связанные с подбором только некоторых узлов установки и ее режимных параметров.

В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных приведенных затрат на подъем нефти из скважины в части, зависящей от типоразмера и режима работы ШСНУ.

При проектировании эксплуатации скважины штанговым насосом выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.

Для осложненных условий эксплуатации дополнительно подбирают газовые и песочные якоря или другие специальные приспособления (штанговращатели, дозирующие устройства и т.д.).

Существует множество методик подбора ШСНУ к нефтяным скважинам, успешно применяемых в разных нефтяных регионах. Заимствованная и опробованная в свое время на месторождениях ОАО "Оренбургнефть" методика БашНИПИнефти не нашла широкого применения. Метод расчета подачи штангового насоса в ней основан на использовании эмпирических коэффициентов, полученных для условий Оренбуржья, но из-за многообразия условий методика не всегда дает корректные результаты. Поэтому были разработаны своя методика и программа подбора глубинно-насосного и наземного оборудования, позволяющие рассчитать коэффициент продуктивности по данным динамометрирования; выбрать компоновку ШСНУ; определить коэффициент сепарации газа у приема насоса, давление на входе в насос, потери давления в клапанных узлах, утечки через зазор плунжерной пары, коэффициент наполнения ШГН, коэффициент усадки нефти.

Размещено на Allbest.ru

...