Глубиннонасосными установками

Эксплуатация скважин штанговыми

При эксплуатации скважин штанговыми глубиннонасосными установками используются различные плунжерные насосы. К настоящему времени создано большое количество плунжерных насосов, различающихся не только конструкциями, но и областью их применения в различных эксплуатационных условиях.

5.3.1. Классификация плунжерных глубинных насосов

Все известные плунжерные глубинные насосы могут быть классифицированы по следующим признакам:

1. По конструкции

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

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

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

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

1.5.Насосы с неподвижным цилиндром и движущимся плунжером.

1.6.Насосы с движущимся цилиндром и неподвижным плунжером.

2. По характеру всасывания продукции

2.1.Всасывание при ходе вверх.

2.2.Всасывание при ходе вниз.

2.3.Всасывание при ходе вверх и вниз.

3. По принципу действия

3.1.Одинарного действия.

3.2.Двойного действия.

4. По назначению

4.1.Для добычи жидкости в обычных условиях.

4.2.Для добычи жидкости со значительным содержанием свободного газа.

4.3.Для добычи вязких жидкостей.

4.4.Для добычи больших объемов жидкости.

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

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

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

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

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

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

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

5.3.2. Схема скважинной штанговой установки

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.3.3. Подача скважинной штанговой насосной установки.

Коэффициент подачи

Рассмотрим схему плунжерного насоса, представленную на рис. 5.4. Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера S_пл. Наружный диаметр плунжера D _плпринимается равным внутреннему диаметру цилиндра (хотя фактически между этими величинами имеется определенная разница 2δ; δ — зазор между плунжером и цилиндром). При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ 5. В цилиндре насоса 1 давление снижается и в определенный момент всасывающий клапан 3 открывается; продукция скважины поступает в цилиндр насоса (в подплунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер не придет в ВМТ). Ход плунжера из НМТ до ВМТ называется тактом всасывания.

Объем продукции скважины, поступившей в цилиндр насоса при такте всасывания, равен объему, описанному плунжером от НМТ до ВМТ V:

где F — площадь поперечного сечения цилиндра (м²), равная:

D _пл—диаметр плунжера, равный внутреннему диаметру цилиндра, м.

При ходе плунжера вниз (от ВМТ до НМТ) давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Продукция из цилиндра насоса 1 перетекает через плунжер 2 в надплунжерное пространство. Ход плунжера из ВМТ до НМТ называется тактом нагнетания.

Таким образом, за один насосный цикл «ход вверх — ход вниз» объем продукции, откачиваемый из скважины, составляет:

Обозначим число двойных ходов плунжера в мин через п. Тогда теоретическая минутная подача насоса составит Q '_т:

(5.3)

Переходя к суточной подаче установки, умножим на 1440 (число минут в сутках) и получим суточную теоретическую подачу установки Q _т:

где п — число двойных ходов плунжера в мин (число качаний балансира в мин).

Обозначая длину хода полированного штока (на поверхности) через S, введем понятие условно теоретической подачи Q _т.усл:

Введение условно теоретической подачи связано с тем, что длина хода плунжера S_плв каждом конкретном случае является неизвестной величиной и может существенно отличаться от известной длины хода полированного штока 5. Разница в указанных параметрах связана не только с упругими деформациями штанг и труб под действием статических нагрузок, но также и с влиянием на упругие деформации инерционных нагрузок, возникающих в насосной установке при определенных режимах ее работы. Таким образом, условно теоретическая подача установки может быть легко рассчитана в любой момент времени, для чего достаточно измерить (знать) длину хода полированного штока S.

Фактическая суточная подача установки, измеряемая на поверхности по жидкости (после процесса сепарации) Q _ф, может не совпадать с Q _т.услпо целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки Q _фк условно теоретической подаче ее Q _т.услназовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через η:

(5.4)

С учетом выражения (5.4) фактическая подача такова:

Рассмотрим, от чего зависит фактическая подача установки (коэффициент подачи).

5.3.4. Факторы, влияющие на коэффициент подачи установки

К основным факторам, определяющим коэффициент подачи установки, можно отнести:

1. Коэффициент наполнения скважинного насоса — β. Этот коэффициент характеризует степень заполнения цилиндра насоса при такте всасывания жидкостью, поступающей из скважины. Так как продукция скважины в общем случае состоит из жидкой и газовой фаз, то при такте всасывания часть объема цилиндра насоса может заполняться газовой фазой, выделяющейся из жидкости, что снижает коэффициент наполнения насоса жидкостью (β < 1). Сложные процессы, связанные с фазовыми переходами в цилиндре насоса, требуют специального рассмотрения, что и будет сделано ниже.

2. Упругие деформации штанг и труб, приводящие к разности между длиной хода полированного штока и длиной хода плунжера, характеризуемые коэффициентом η_λ:

Если при работе СШНУ определяющими являются статические нагрузки, то длина хода плунжера S_пл всегда меньше длины хода полированного штока S на величину упругих деформаций штанг и труб за насосный цикл λ:

(5.5)

При определенных режимах работы СШНУ значительную роль начинают играть динамические, в частности, инерционные нагрузки от веса штанг в продукции и веса самой продукции. Инерционные нагрузки приводят к увеличению длины хода плунжера S _пл в сравнении с длиной хода полированного штока S, которая характеризуется величиной λ _i.

В соответствии с этим, а также учитывая выражение (5.5), можно записать:

Тогда получим:

Рассмотрим возможные соотношения между λ и λ _i:

при λ = λ _i. η _λ = 1;

при λ > λ _i η _λ < 1;

при λ < λ _i η _λ > 1.

Таким образом, коэффициент, учитывающий упругие деформации, таков:.

3. Рассмотрим влияние утечек продукции скважины как в самом насосе (зазор «цилиндр—плунжер», клапаны), так и на пути движения продукции от насоса до устья (через резьбовые соединения НКТ, через возможные нарушения труб за счет их протертости штангами и т.п.). Обозначим суммарные утечки продукции через Q _ут. Коэффициентом утечек η_ут назовем отношение объема утечек Q _ут к условно теоретической подаче Q _усл:

(5.6)

Анализ выражения (5.6) показывает, что при Q _ут = 0, η_ут=0; при Q _ут= Q _усл, η_ут=1. Таким образом, коэффициент, учитывающий утечки (1-η_ут), всегда меньше единицы (1 - η_ут)<1.

Кроме перечисленных факторов, на коэффициент подачи влияет разница термобарических условий на глубине спуска насоса в скважине и поверхностных условий, при которых определяется фактическая подача, что связано не только с изменением объемов продукции, но и с фазовыми переходами (выделение газа из раствора).

4. Коэффициент, учитывающий объемные свойства продукции скважины (нефть, нефть + вода). Под этим коэффициентом будем понимать отношение фактической подачи жидкости в поверхностных условиях Q _фп к фактической подаче, приведенной к термобарическим условиям в скважине (в насосе) Q _фс:

В общем случае, когда продукция представлена нефтью и водой, имеем:

где Q _фп — фактическая подача жидкости в поверхностных условиях, м³/сут; Q _нп, Q _вп — соответственно фактические подачи нефти и воды в поверхностных условиях, м³/сут.

Фактическая подача жидкости в условиях скважины (насоса) Q _фс:

где Q _нс, Q _вс — соответственно фактические подачи нефти и воды в условиях скважины (насоса), м³/сут. Запишем:

(5.7)

(5.8)

где — соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при давлении в скважине (насосе) Р _с и температуре Т _с. С учетом (5.7) и (5.8) запишем выражение следующим образом:

Таким образом, коэффициент, учитывающий объемные свойства продукции, таков:

Обводненность В определяется долей воды в продукции скважины

откуда:

Подставляя, окончательно получаем:

(5.9)

Анализ выражения (5.9) показывает:

при В = 0

при В = 1

Независимо от обводненности продукции прии коэффициент, учитывающий объемные свойства продукции,

Во всех других случаях: и и др. необходимо проводить дополнительный анализ величины коэффициента η _об.

В общем случае коэффициент подачи η является произведением всех рассмотренных коэффициентов, т.е.

Таким образом, если:то численная величина коэффициента подачи нормально работающей насосной установки (СШНУ) может изменяться так: т.е., если коэффициент подачи насосной установки больше единицы, это не является абсолютным доказательством фонтанирования скважины через насос без дополнительных исследований работы установки. Если коэффициент подачи снижается до 0,5 и менее, требуется тщательная проверка работы установки в целом и принятие соответствующих решений.

Дата добавления: 2014-01-07