Штангово-глубинная насосная установка

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

При прекращении или отсутствии фонтанирования начали использовать другие способы подъема нефти на поверхность, например, с помощью штангово-глубинно насосных установок. В настоящее время этими установками оборудовано большинство скважин.

Дебит скважин при эксплуатации с помощью этих установок приходится от десятков килограмм в сутки до нескольких тонн. Обычно эти насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м, а иногда до 3200 -- 3400 м.

Штанговые скважинные насосные установки включает в себя:

а) наземное оборудование -- станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование -- насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Штанговая глубинная насосная установка состоит из наземного и подземного оборудования.

Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса вставного или невставного типов, насосных штанг, насосно-компрессорных труб, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске устьевой арматуры, сальникового уплотнения, сальникового штока, станка качалки, фундамента и тройника. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря. Большинство скважин, оборудованных штанговыми насосами, дают продукцию с относительно низкой обводненностью.

штанговый насосный трансмиссионный

1. Штангово-глубинная насосная установка

1.1 Наземное оборудование

При движении плунжера вверх всасывающий клапан под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, т. к. на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.

При движении плунжера вниз всасывающий клапан под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

Основные узлы станка-качалки -- рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 10.1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

Рис. 1 Общая схема штанговой насосной установки

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока -- 7) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

В шифре, например, СКД8 -- 3.0-4000, указано Д -- дезаксиальный; 8 -- наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 -- наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 -- наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН*м.

Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте.

Качалки оборудованы двухколодочным тормозом с ручным приводом. Тормозной барабан закреплен на трансмиссионном валу редуктора. С помощью тормоза балансир и противовесы качалки могут быть зафиксированы в любом положении. Электродвигатель устанавливается на салазках, наклон которых регулируется для достижения необходимого натяжения тиксотропных ремней трансмиссионной передачи. Изменение длины хода балансира достигается перестановкой пальца шатуна на кривошипе, а изменение числа качаний достигается сменой шкива на валу электродвигателя на другой размер.

Если по порядку описать происходящие процессы при данном виде эксплуатации, то получится следующее. На электродвигатель станка-качалки подается электричество. Двигатель вращает механизмы станка-качалки так, что балансир станка начинает двигаться как качели и подвеска устьевого штока получает возвратно-поступательные движения. Энергия передается через штанги - длинные стальные стержни, скрученные между собой специальными муфтами. От штанг энергия передается штанговому насосу, который захватывает нефть и подает ее наверх.

При эксплуатации скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются строгие требования, которые имеют место при других способах эксплуатации. Штанговые насосы могут качать нефть, характеризующуюся наличием механических примесей, высоким газовым фактором и так далее. К тому же, данный способ эксплуатации отличается высоким КПД.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ. а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

В оборудовании устья колонна насосно-компрессорных труб в зависимости от ее конструкции подвешивается в патрубке планшайбы или на корпусной трубной подвеске.

Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник.

1.2 Подземное оборудование

штанговый насосный трансмиссионный передача ремень

ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные -- 1000 - 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. Шифр штанг -- ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт. Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ -- для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП -- для соединения штанг разного диаметра. К коррозионным условиям относится работа штанг при наличии в жидкости более 50% высокоминерализованных пластовых вод с преобладанием NaCI и наличием растворенных CO2, HgS и О2 (совместно или порознь). К этим же условиям относится и работа штанг при наличии в нефти H2S (более 0,03 %).

Прочность штанг увеличивается в основном обработкой их поверхности.

Штанговые насосы

ШСН 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. Основным видом применяемых штанговых насосов являются насосы диаметром 43 и 56 мм. Глубина подвески штанговых насосов изменяется в небольших пределах и составляет в среднем 1207 м. 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. По высоте подъема смеси из скважин последние условие условно делятся на мелкие (до 500 м ), средние ( 500-1500 м ), глубокие ( 1500-2500м ) и сверхглубокие ( 2500 м ), по подаче - на малодебитные ( до 5 м3/сут ), среднедебитные ( менее 100 м3/сут ) и высокодебитные (более 100 м3/сут ).

На промыслах принято распределение скважин по категории, по составу и свойствам их продукции, а также по профилю ствола скважины: нормальные и скважины с осложненными условиями.

К нормальным относятся скважины с вертикальными (или близкими к вертикали) стволами, с практическим отсутствием влияния газа на работу насоса, при наличии в откачиваемой жидкости механических примесей (песок, глина менее 1,3 г/л) и вязкости добываемой нефти до 30 мПас, обводненность продукции менее 50%, минерализации воды - 10 г/л, незначительные отложения солей и парафина на узлах подземного оборудования.

В скважинах с осложненными условиями указанные природные и технико-технологические факторы приводят как к сокращению срока службы оборудования, так и к ухудшению таких показателей, как коэффициент наполнения, коэффициент подачи насоса, утечки жидкости, межремонтный период работы скважин и др. В осложненных условиях характерны следующие неполадки:

1) преждевременный выход из строя узлов ШСН;

2) неполнота заполнения ШСН поступающей из скважины продукции;

3) уменьшение притока жидкости из пласта;

4) потери хода плунжера при упругих деформациях колонны штанг и труб.

Различают следующие вставные и невставные скважинные насосы.

А) Невставные насосы.

Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Б) Вставные насосы.

Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос. Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру:

Б - с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С - с составным (втулочным) цилиндром.

б) специальные:

Т - с полным (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 технической 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.

Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором. Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ -- в зависимости от типа и условного размера насоса. Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования.

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы - исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры - диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра - группу посадки.

При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками часто возникают осложнения. К осложнениям относятся:

Большое количество свободного газа, поступающего вместе
с нефтью в скважину.

Вынос вместе с нефтью песка в скважину.

Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах.

Искривление ствола скважины.

Часто возникают осложнения в работе штанговой установки из-за вредного влияния газа на насос, уменьшающего коэффициент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса.

Увеличение длины хода плунжера и уменьшение одновременно диаметра глубинного насоса также уменьшает долю объема вредного пространства. В промысловых условиях часто увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так как на этой глубине свободного газа нет. Применяются также газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока и т.д.

Осложняющим фактором в работе штанговых насосных установок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка.

При попадании песка в насос нарушается подгонка плунжера, вследствие чего увеличивается утечка жидкости (нефти) через клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, проходят обрывки штанг, прекращается подача жидкости из скважин и скважина выводится в ремонт. Межремонтный период в таких скважинах очень низкий. Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, приспособлений, устанавливаемых перед приемным патрубком, штангового насоса, которые называют песчаными якорями. Песчаные якоря бывают различных конструкций, но принцип их одинаков.

Для лучшего выноса песка иногда используют насосные установки с полыми штангами. В качестве полых штанг применяют насосно-компрессорные трубы.

2. Исследование ШГНУ

Основой исследования глубинно-насосных штанговых установок является динамометрирование - метод оперативного контроля за работой подземного оборудования и основа установления правильного технологического режима работы насосной установки.

Суть метода заключается в том, что нагрузка на сальниковый (полированный) шток определяется без подъема насоса на поверхность с помощью динамографа. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока. Записанная диаграмма называется динамограммой.

Оперативный контроль за работой установки по динамограммам включает: определение причин, вызвавших снижение или прекращение подачи насоса; выбор и назначение нужного вида подземного ремонта: проверку качества произведенного ремонта.

При длительном наблюдении за работой установки с помощью динамометрирования подбирают режим работы, обеспечивающий необходимый отбор жидкости при наименьших затратах энергии и наибольшем коэффициенте эксплуатации.

Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы скважинного насоса имеет форму параллелограмма. По оси ординат в масштабе откладывается нагрузка в точке подвески штанг, а по оси абсцисс - перемещение штока. В реальных условиях на форму динамограммы влияют инерционные силы, возникающие в системе штанга и труба - жидкость, и силы трения.

Расчет элементов теоретической динамограммы и ее совмещение с практической называют обработкой динамограммы. Для измерения усилий и перемещений по динамограмме необходимо определить нулевую линию, масштаб усилий и перемещения. Нулевой линией динамограммы называется линия, которую прочерчивает динамограф при отсутствии нагрузки на полированный шток. Масштаб усилий - значение нагрузки (в кг.) при отклонении пишущей точки самописца (пера или луча) по вертикали на 1 мм. Масштаб перемещений - отношение длины хода полированного штока к длине записанной динамограммы. Фактическое перемещение полированного штока - расстояние между заданными точками динамограммы, умноженное на масштаб перемещений.

Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает процесс воспринятия штангами нагрузки от веса жидкости. Это происходит при перемещении штока на величину л, начиная от н. м. т.

Линия бв - полезный ход плунжера, во время которого статическая нагрузка на шток равна весу штанг и жидкости.

Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. м. т.). Линия вга - ходу вниз, при котором также штанги и трубы деформируются, но в обратном порядке, так как нагнетательный клапан открывается, штанги теряют при этом нагрузку и сокращаются, а трубы (всасывающий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются.

Реальная динамограмма всегда отличается от теоретической. Превышение пунктира над линией бв означает появление дополнительных нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясняется снижение пунктирной линии по отношению к линии га при ходе вниз. Изучение снятой динамограммы и ее сопоставление с теоретической позволяет выяснить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ. Так, смещение точек б и г вправо означает пропуски в нагнетательной части насоса в результате растягивания во времени процесса перехода нагрузки Рж с труб на штанги. пропуск в нагнетательной части приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого плунжером, перетекающей жидкостью и, таким образом, создает на плунжер подпор снизу. Чем больше утечки в нагнетательной части, тем сильнее смещение точек б и г вправо.

Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса

Влияние свободного газа, поступающего в цилиндр насоса, на его подачу оценивают коэффициентом наполнения знап:

знап=Vж(рпн)/V, (26)

где Vж(рпн) - объем жидкости, поступающей в цилиндр насоса из скважины в течение хода всасывания при давлении рпн ; V=FплSпл - объем, описываемый плунжером при всасывании; Sпл - длина хода плунжера.

Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки

Подача насоса Wнас для обеспечения запланированного отбора жидкости при получившемся коэффициенте наполнения определяется по формуле

(9.41)

С другой стороны, требуемая подача насоса равна

 (9.42)

где Fпл, Sпл, N - соответственно площадь поперечного сечения плунжера, м2; длина его хода, м; число двойных ходов, с-1. При известном диаметре насоса необходимую скорость откачки определяют по формуле

(43)

после чего, задаваясь одним из сомножителей (Sпл и N), можно вычислить второй.

Заключение

При добыче обводненной нефти возникает ряд осложнений связанный с агрессивным воздействием минерализованной воды на скважинное оборудование, вызывающее коррозию, образование солей. Всё это ведёт к преждевременному отказу ШСНУ, снижению межремонтного периода работы скважин и увеличению себестоимости добываемой нефти. Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин. Штанговые насосы для добычи нефти применяют в скважинах, различающихся по дебиту, обводненности, вязкости нефти, содержанию растворенных газов, коррозионной активности и пр. Правильный выбор типа насоса с учетом особенностей эксплуатируемых скважин позволяет увеличить срок службы насоса, снизить расходы на ремонт скважины и замену оборудования.

Список использованной литературы

1. А.И. Акульшин, В.С. Бойко, В.М. Дорошенко, Ю.А. Зарубин «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», Недра 1989 г.

2. Н.В. Лалазарян «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», Алматы 2008 г.

3. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1974.

Размещено на Allbest.ru