Установки добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

4

• ВВЕДЕНИЕ

На заре развития нефтяной промышленности технология разработки месторождений основывалась на максимальном использовании естественной пластовой энергии. Нефть при истощении энергии и прекращении фонтанирования добывалась из неглубоких скважин или колодцев с применением различных устройств типа тартальных желонок, свабов или в виде фонтанных притоков.

В дальнейшем глубины скважин постоянно возрастали, что вызывало проблемы подъема нефти на поверхность. Техническим прорывом в решении проблемы стало внедрение в США в 1923 г способа механизированной добычи нефти с применением глубинного насоса, приводимого в движение через колонну штанг, которая соединена с установленным на поверхности силовым приводом - станком-качалкой.

Идея использования СК с глубинным насосом была настолько хороша, что уже 77 лет насосная эксплуатация по объему добычи нефти и широте применения занимает первое место в мире. В США этим способом эксплуатируется 85% всего фонда скважин (более 470 тыс), в России - около 53% (около 76 тыс), в том числе в ОАО "Сургутнефтегаз" - 61% (около 15 тыс).

Отсюда - важность решения вопросов повышения надежности и эффективности применения установок штанговых глубинных насосов. Развитие глубинно-насосной добычи шло по пути постоянного улучшения прочностных характеристик насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), повышения точности и износостойкости поверхностей плунжера и цилиндра насосов, модернизации его клапанных узлов, увеличения грузоподъемности и мощности поверхностного привода (станка-качалки), совершенствования кинематики. Интенсивно велись работы по созданию и оснащению ШСНУ специальными комплектующими изделиями, обеспечивающими надежную эксплуатацию насоса при высоком, содержании газа, примесях песка в добываемой продукции, отложениях парафина и наличии коррозионно-активных компонентов.

1.краткая геологическая характеристика месторождения

Сарымо-Русскинское месторождение является наиболее сложным в эксплуатации. В промышленную разработку введено в 1982 году. Промышленные запасы нефти сосредоточены в пластах БС0, БС7, БС8, 0БС9, 1БС9, 2БС9, 1БС10, 2БС10, БС11 и утверждены ГКЗ СССР в 1981 г. (протоколы №№ 8902, 8903 от 21 декабря 1981 года). К настоящему времени для разработки месторождения составлено 4 проектных документа. Первый был выполнен в 1978 году на первоочередной участок. Вторым проектным документом явилась технологическая схема, составленная в 1980 году на запасы нефти, числящаяся на балансе ВГФ. Следующей работой явилось обоснование кондиций к учету запасов нефти. В связи с тем, что изменилась конфигурация контуров нефтеносности, балансовые запасы, в 1989 году была составлена новая технологическая схема. Разбуривание центральной части месторождения показало, что за счет уменьшения объема залежей извлекаемые запасы нефти могут быть уменьшены примерно на 27%. Разбуривание месторождения начато в центре залежей, на 1.06.92 г. пробурено 94% проектного фонда. До 1987 года разбуривались три сетки из шести утвержденных - пласт БС7, эксплуатационные объекты БС8-2БС9 и 2БС10. Не разрабатывается пласт БС0 из-за неясного характера насыщения (нефть или конденсат). Временно было прекращено разбуривание объекта 1БС10-БС11 в связи с тем, что коллектора этих пластов часто выклиниваются. Из 85 ранее пробуренных скважин 68 переведены на другие объекты ввиду отсутствия пласта или низкой его продуктивности. В 1997 г. на этот объект пробурено 57 скважин, причем пласт БС11 не вскрыт бурением в 31 скважине, хотя в 15 из них пласт присутствует.

Разбуривание пласта БС11 в северо-восточной части месторождения начато в 1987 году. В результате разбуривания пласта БС7 встретились водонефтяные зоны низкой продуктивности, в которых нефтенасыщенная толщина составляет 0,8 - 1,6 м, и бурение скважин отменено. Пласт 2БС9 оказался непродуктивным из-за низкой нефтенасыщенности и в объекте БС8-2БС9 в основном в эксплуатации находится пласт 1БС9.

Итоги эксплуатационного разбуривания свидетельствуют о сложном геологическом строении месторождения. По состоянию на 1.01.89 г. на месторождении было пробурено 2502 скважин (без водозаборных). К этому времени большая часть площади всех залежей была разбурена и значительная часть проектных скважин оказалась в законтурной зоне или в зоне с нефтенасыщенными показателями ниже предельно рентабельных. По этим причинам всего было отменено бурение части скважин (протокол геолого-технического совещания ПО ННГ от 15.01.89г., утвержденный Главтюменнефтегазом). Кроме того, в процессе разработки залежей установлено, что фактические дебиты скважин по нефти ниже, а обводненность выше проектных величин. Это объясняется не только ухудшением структур запасов (увеличением доли ВНЗ), но и увеличением начальной водонасыщенности и гидрофильности коллекторов против расчетных величин. Все эти факторы привели к уменьшению фактической добычи нефти в 1988 году на 4,782 млн. тонн (на 32%) против проекта при большем объеме бурения.

Фактическое состояние выработки запасов в целом и на отдельных объектах месторождения не находит аналогов в пределах Широтного Приобья. Текущая обводнённость на 1991 год составила 47,8%, хотя большая часть пробуренных скважин расположена в пределах чисто нефтяных зон залежей.

При утверждении запасов в ГКЗ СССР начальная нефтенасыщенность пластов БС7, 1БС9, 2БС10 в чисто нефтяных зонах была принята выше 60 процентов. Это означает, что притоки из скважин должны быть безводными. Однако фактическая обводненность в первый год составила 26-29 процентов.

В 1994-1995 г.г. СургутНИИНП проведен пересчет запасов и КИН по Сарымо-Русскинскому месторождению. Новые запасы утверждены 21.07.95. на заседании ГКЗ России (протокол № 339).

Уточнение коэффициента нефтеизвлечения и величины извлекаемых запасов по пластам проведено для балансовых запасов нефти, подсчитанных СургутНИИНП в 1988 году и утвержденных ГКЗ СССР в 1990 году. Причиной пересмотра величины извлекаемых запасов является несовпадение проектных и фактических показателей разработки. Фактические уровни добычи нефти в 1991, 1992, 1993 г.г. были ниже проектной величины соответственно на 5 , 12 и 13% , несмотря на то, что в технологической схеме они были рассчитаны исходя из запасов на 23% меньше, чем утвержденные. Основной причиной снижения уровня добычи нефти является обводнение скважин первых и частично стягивающих рядов нагнетаемой водой.

Обводнение скважин происходит более интенсивно, чем рассчитывалось в технологической схеме, и тем более в предыдущем ТЭО КИН.

В связи с переоценкой извлекаемых запасов нефти, возникла необходимость уточнения проектных показателей разработки по Сарымо-Русскинскому месторождению. В 1999 году СургутНИИНП было закончено составление «Проекта разработки Сарымо-Русскинского месторождения». Но в связи с тем, что геолого-технологическая модель месторождения не вполне соответствует требованиям, необходимым для проекта разработки, то было решено принять проектный документ как «Анализ разработки Сарымо-Русскинского месторождения» (протокол ТКР N 23-99 от 16.12.1999 года).

Текущее состояние разработки

Характеристика разработки месторождения

На Сарымо-Русскинском месторождении осуществляется совместная разработка продуктивных пластов БС₁₀ и БС₁₁ с поддержанием пластового давления при блочном расположении водонагнетательных скважин. Проектом обустройства наземной системы кустовая насосная станция (КНС) - напорные водоводы предусмотрено обеспечение во всех нагнетательных скважинах устьевого давления, равного 18 МПа. Определение предельных накопленных объемов закачиваемой воды в нефтеносные пласты тесно связано с расчетом предельных текущих объемов закачиваемой воды, зависящих от давления / нагнетания Р_н. Сложность определения оптимальных давлений нагнетания рн.опг и объемов закачиваемой воды обусловлена следующими факторами.

1. Трудность выделения работающей части пласта, по дебито- и рас-ходограммам, замеренным в колонне. По сравнительно тонким пластам создается видимость увеличения либо снижения охваченной заводнением части пластов при высоких скоростях закачки воды. Результаты многочисленных исследований показывают, что работающая толщина пласта по совмещенным на разные даты профилям приемистости выше, чем по единичным замерам. По-видимому степень соответствия работающей части пласта, выделяемого по расходомеру в колонне и пласте, зависит от просле-живаемости этого пласта между скважинами.

2. Сложность построения зависимости приемистости от давления нагнетания. Если по добывающим скважинам рассчитать их дебит сравнительно просто, то по нагнетательным скважинам приемистость подсчитать трудно.

3. Снижение достоверности результатов исследований профиля приемистости в нагнетательных скважинах из-за негерметичности эксплуатационной колонны, заколонной циркуляции жидкости, уходов закачиваемой воды в непродуктивные пласты, отсутствие зумпфа или наличия осадков на забое, нечеткости записи на бланке исследования и др.

Работающая часть пласта (доля охваченной заводнением перфорированной эффективной толщины) тесно связана с приемистостью. Разработка расчетного метода необходима для уточнения и прогноза степени охвата заводнением работающих и низкопроницаемых основных коллекторов при давлениях, равным горному. Отсюда следует важность проведения комплексных исследований в нагнетательных и добывающих скважинах, вскрывших коллекторы и суперколлекторы, на установившихся режимах. На данном этапе систематизирован опыт промыслово-геофизических и гидродинамических исследований по определению коэффициента охвата пластов заводнением и проницаемости нефтяных зон пластов КЖб и БКб по 426 скважино-замерам. На рисунок 2.1 приведена гистограмма распределения проницаемости рассматриваемых пластов. Проницаемость песчаников 1БС10 и БС11 изменяется от 0,001 до 4,5 мкм² при средней по пласту 0,097 мкм².

Рисунок - Гистограмма распределения проницаемости пластов БС₁₀ и БС₁₁ (число определений 188, среднее значение 0,097).

К настоящему времени установлено следующее:

1. Совместная система закачки воды в пласты (прослои) с различными коллекторскими свойствами неэффективна из-за увеличения неоднородности профиля приемистости и уменьшения оптимального давления нагнетания; снижения или отсутствия приемистости хорошо проницаемого коллектора вследствие роста пластового давления в зоне нагнетания.

2. Доля работающей части пластов (прослоев) невысокая из-за раскрытия трещин в пласте при различных давлениях нагнетания; нерегулируемой технологии закачки воды с КНС в различные пласты и скважины, что приводит к большим энергетическим затратам.

В результате проведенных исследований и расчетов показателей заводнения при повышении давления закачки воды с использованием компьютерных программ проведен анализ разработки месторождения. Программа расчета включает в себя:

По формуле при известных давлении нагнетания и коэффициенте охвата пластов заводнением в каждой скважине вычисляется пластовое давление, которое корректируется по карте изобар.

Для каждой скважины с известной проводимостью рассчитывается приемистость, корректируется с фактически исследованной приемистостью при равных давлениях нагнетания.

Подсчитываются потери давления по каждой скважине с известной глубиной спуска НКТ.

По каждой скважине, по которой известны все параметры, оценивается постоянная для каждой скважины величина, характеризующая зону репрессии нагнетательной скважины. На этом идентификация заканчивается и расчетная модель сформирована.

Вновь рассчитывается ожидаемая приемистость при повышении (снижении) давления нагнетания, потери на трение и значение пластового давления в скважине.

Находится максимально достигаемый охват заводнением при оптимальном давлении.

Выбранным давлениям закачки по каждой нагнетательной скважине и пластовым давлениям соответствуют оптимальные объемы закачиваемой воды. Давления нагнетания по скважинам регулируются с помощью регуляторов расхода или штуцеров, устанавливаемых в нижней части устьевой арматуры.

Подсчитывается суммарно необходимый объем закачек по группе нагнетательных скважин, обвязанных высоконапорными водоводами от КНС. При известных объемах закачки и диаметре водовода определяется число необходимых насосов на КНС. Затем с учетом гидравлической и энергетической характеристики существующих насосов оценивается суммарный напор, достаточный для работы нагнетательных скважин. Учитываются гидравлические потери на трение в высоконапорных водоводах значительной протяженности.

За счет большего темпа уменьшения давления по сравнению с темпом снижения забойного давления достигаются большие репрессия на пласт и коэффициент охвата заводнением, по мере дальнейшего увеличения давления нагнетания и отборов жидкости из окружающих добывающих скважин удается существенно повысить репрессию и увеличить охват пластов заводнением.

Проведенные исследования дают возможность провести качественный анализ работы существующей системы разработки и сделать необходимые выводы, направленные на ее совершенствование

Выводы:

1. Оптимальное давление нагнетания для Сарымо-Русскинского месторождения, по которому совместно разрабатываются пласты БС₁₀ и БС₁₁, составляет 15,2 МПа. Оптимальное пластовое давление на линии нагнетания находится на уровне начального пластового давления или немного превышает его. При давлении нагнетания, несколько большем оптимального, дальнейшее увеличение коэффициента охвата пластов заводнением возможно только при повышении отбора жидкости из окружающих добывающих скважин.

2. Необходимо осуществить раздельную закачку воды в пласты БС₁₁ и БС₁₀, а в пластах - раздельно в верхнюю и нижнюю части с увеличением давления нагнетания в низкопроницаемых коллекторах до 22 МПа.

3. По каждой нагнетательной скважине оптимальное давление нагнетания следует определять с помощью зависимостей коэффициента пластов заводнением от вскрытой перфорацией эффективной толщины пластов, давления нагнетания и пластового давления на линии нагнетания. Реализация предложенной программы не потребует значительных затрат.

4. Необходимо провести на месторождении работы по снятию индикаторных кривых на 3-4 установившихся режимах в 5-6 нагнетательных скважинах.

Состояние применения ШСНУ в современных условиях

В России к началу 90-х годов из всего комплекса оборудования ШСНУ производились только насосные штанги (ОАО "Мотовилихинские заводы", г. Пермь, "Очерский машиностроительный завод", г. Очер Пермской области). Отсутствие производства необходимого оборудования вынуждало нефтяные компании осуществлять его закупки по импорту у западных фирм: "Лафкин" и "Трайко" (США), "Шеллер-Блекман" (Австрия) и др. опыт эксплуатации оборудования показал, что его качество и технологические возможности значительно превосходили параметры ранее использовавшегося оборудования, которое получали с бакинских заводов.

В этих условиях встала задача быстрой разработки и освоения серийного производства российскими заводами высококачественного оборудования, которое ранее в нашей стране не выпускалось. При этом из-за отсутствия своих современных стандартов на нефтепромысловое оборудование отечественные производители ориентировались на принятые в "нефтяном мире" стандарты Американского нефтяного института, кстати, далеко не во всем превосходившие старые советские ГОСТы и ОСТы. Три российских предприятия "Уралтрансмаш" (г Екатеринбург), "Ижнефтемаш" (г Ижевск) и "Очерский машиностроительный завод" - провели комплексную аттестацию производства и получили на свои изделия сертификат Американского нефтяного института (API).

К настоящему времени российским заводам удалось практически полностью решить задачу серийного производства основных видов глубинно-насосного оборудования при значительном повышении качества их изготовления. Производство станков-качалок (СК) в различной комплектации освоили 11 заводов, выпускающих всю гамму этого оборудования грузоподъемностью от 3 до 12 т с длиной хода от 1,2 до 3,5 м и числом качаний от 1,2 до 10 двойных ходов в минуту. "Уралтрансмаш" освоило серийное производство станков-качалок улучшенной кинематики грузоподъемностью 6 и 8 т (длина хода 3,5 м), аналогичных "Марк П", выпускаемым фирмой "Лафкин", а также передвижных с приводом от автономного газового двигателя. Штанговые глубинные насосы (ШГН) диаметром от 28 до 70 мм (вставные и трубные) серийно выпускаются 10 российскими заводами. Два предприятия "Ижнефтемаш" (г. Ижевск) и "Кубань-Аксельсон" (г. Краснодар) - выпускают насосы по стандарту API, а остальные пользуются его положениями в большей или меньшей степени. Изготовители ШГН приступили также к освоению серийного производства вспомогательного оборудования для глубинно-насосной эксплуатации скважин - газовых и песочных якорей, шламоуловителей, автосцепов, сбивных клапанов.

Таким образом, имеющийся у нефтедобывающих предприятий широкий набор достаточно надежного оборудования позволяет им успешно эксплуатировать установками штанговых насосов скважины глубиной до 3500м в диапазоне подач от 0,5 до 100м³/сут.

2. Схема и принцип работы установок ШСН

Схема ШСНУ

Наиболее распространенный способ эксплуатации нефтяных скважин охватывает более 59 % действующего фонда скважин. Отбор жидкости этим способом составляет от нескольких сот килограммов до сотен тонн в сутки при различной глубине спуска насоса в скважину.

Штанговая насосная установка (рисунок 3.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске устьевой арматуры 5, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 8 и фундамента 9. На приеме скважинного насоса устанавливают защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. Насос 2 спускают в скважину под уровень жидкости.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки насосно-компрессорных труб. В зависимости от глубины скважины, дебита и других факторов подбирают тип станка-качалки, диаметр насосно-компрессорных труб, штанг и скважинного насоса, устанавливают необходимую длину хода и число качаний в минуту.

Вставные скважинные насосы наиболее эффективно применять в глубоких скважинах с относительно небольшими межремонтными периодами. Невставные насосы эффективней применять в скважинах относительно небольшой глубины с большими межремонтными периодами.

Рисунок - Схема штанговой скважинной насосной установки. 1 - 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.

Рисунок 3.2 - Станок-качалка типа СКД

1 - 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.

Штанговый скважинный насос состоит из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов. Цилиндр насоса крепится к НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру насоса.

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.

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 таблицах 3.1 и 3.2.

Таблица 3.1 - Технические характеристики станков-качалок

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
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).

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 3.3.

Таблица 3.3 - Рекомендуемая область применения штанговых насосов

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, 44, 57	1200-6000
НВ2Б	32, 38, 44,57	1800-6000
НН2Б	32, 44, 57, 70, 95	1200-4500	<1,3			4,2-6,8
НВ1С	29, 32, 38, 44, 57	1200-3500
НН1С	29, 32, 38, 44, 57	900		0,025	10
НН2БУ	44, 57	1800-3500
ННБА	70, 95, 102	2500-4500
НВ1БИ	29, 32, 38, 44, 57	1200-6000
НН2БИ	32, 44, 57, 70, 95	1200-4500	>1,3			6-8
НВ1ВТИ	44,57	1200-3000
НН2БТИ	44,57	1200-3000
НВ1БД1	38/57, 57/44	1800-3500		0,3
ННБД1	44/29,57/31,70/44	1800-3500	<1,3		25	4,2-6,8
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 (рисунок 3.3):

НВ1 - вставные с замком наверху;

НВ2 - вставные с замком внизу;

НН - невставные без ловителя;

НН2 - невставные с ловителем;

НН1 - невставные с захватным штоком;

Рисунок 3.3 - Скважинные штанговые насосы.

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 (таблица 3.4).

Таблица 3.4 - Посадки скважинных штанговых насосов

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 неточных 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.

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 (таблица 3.5) применяют в виде колонн, составленных из отдельных, соединенных посредством муфт, штанг.

Таблица 3.5 - Размеры и номинальные диаметры насосных штанг

Штанга	Номинальный диаметр	Размеры квадратной части
	Штанги (по телу)	Резьбы штанги (наружный)	Головки	Штанги
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 3.6.

Таблица 3.6 - Данные о механических свойствах материалов штанг

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

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.

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.

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

2. 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.

3.Расчет и подбор оборудования ШСНУ

В конце фонтанирования дебит скважины составлял 12 т/сут при обвод-нености 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 1080 Дебит жидкости, Q¹, т/сут 22 Плотность нефти, с_н, кг/м³ 830 Плотность пластовой воды, с_в, кг/м³ 1030 Обводненность продукции, n_в, % 54

Решение

1. Определяем плотность смеси:

(4.1)

где n_н - доля нефти в продукции скважины,

(4.2)

2. Переводим дебит из т/сут в м³/сут

3. 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; 4 - наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в тоннах или 40 кН; 2,1 - максимальная длина хода сальникового штока в м; 1600 - наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора в кгс*м или 16кН*м.

4. 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.

5. 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

6. 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.

7. Определяем необходимое число качаний:

(4.4)

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



F_пл - площадь сечения плунжера, определяется по формуле:

8. Определяем максимальную нагрузку на головку балансира:

(4.6)

где Р_ж - вес столба жидкости в НКТ,

(4.7)

Р_ш - вес колонны насосных штанг,

(4.8)

в - коэффициент потери веса штанг в жидкости,

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

м - коэффициент динамичности,

Сравниваем полученное значение с допустимым для данного СК, так как 40 > 36,2, то данный СК нас устраивает.

Определяем максимальный крутящий момент:

(4.11)

где р_мин - минимальная нагрузка на головку балансира, определяем ее по формуле Милса:

М_кр.мах = 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.

Определяем необходимую мощность электродвигателя СК:

где К_у - коэффициент уравновешенности, для балансирных СК К_у=1,2;

- к.п.д. насоса, = 0,8; =к.п.д.СК, = 0,9;

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.

Определяем максимальное напряжение цикла:

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.

Определяем минимальное напряжение цикла:

Определяем амплитудное напряжение цикла:

Определяем приведенное напряжение цикла:

(4.17)

Так как допускаемое приведенное напряжение для принятой колонны штанг [ _max] = 70 МПа, а расчетное _пр = 60,3 МПа, то данная колонна штанг выбрана правильно.

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 сква-жинно-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 ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

геологический месторождение штанговый установка

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

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

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

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

5. СулеймановА.В., Карапетов К.А., ЯшинА.С., Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин, М., Недра, 1984.

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

7. СулеймановА.Б., Карапетов К. А., ЯшинА.С., Техника и технология капитального ремонта скважин, М., Недра, 1987.

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

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

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

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

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

Размещено на Allbest.ru

...