Skvazhina (1)

11

6.Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубиннонасосных установок. Схема установки и принцип ее работы.

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.).

Рис. 9 3 . Принципиальная схема СШНУ.

1 — станция управления; 2 — балансир; 3

—головка балансира; 4 — стойка балансира; 5

—шатун; б — кривошип; 7 — редуктор; 8 — приводной двигатель; 9 — тормоз; 10 — противовесы; 11 — металлическая рама; 12 — бетонный фундамент; 13 — канатная подвеска; 14 — траверсы; 15 — полированный шток; 16 — устьевая арматура; 17 — колонн» штанг; 18 — колонна НКТ; 19 — плунжер насоса; 20 — нагнетательный клапан; 21 — всасывающий клапан; 22 — цилиндр насоса; 23

—хвостовик

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

12

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. 9.3, 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 всасьшания). 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.

13

7.Оборудование насосных скважин. Виды СШН. Коэффициент подачи глубиннонасосной установки.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПЛУНЖЕРНЫХ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ

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 на колонне НКТ, а плунжер — на штангах).

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.(9,2 а)

4.2.Для добычи жидкости со значительным содержанием свободного газа.(9,2 в)

4.3.Для добычи вязких жидкостей.(9,2 б) 4.4. Для добычи больших объемов жидкости(9,2г)

4.5.Для добычи жидкости с содержанием механических примесей (песка).(9,2 д).

Рис. 9.2. Принципиальные схемы глубинных плунжерных насосов:

1— цилиндр; 2 — плунжер; 3 — всасывающий клапан; 4 — нагнетательный клапан; 5 — колонна штанг; 6 — уплотнитель; 7 — отверстие в цилиндре насоса; 8 — полки-пескоприемники; 9 — отверстие в полой штанге; а — насос обычный (простой); б — насос для откачки вязких жидкостей; в — насос для откачки жидкости со значительным содержанием свободного газа; г — насос высокой производительности; д — насос для добычи жидкости с механическими примесями

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'T:

Переходя к суточной подаче установки, умножим (9.6) на 1440 (число минут в сутках) и получим суточную теоретическую подачу установки Qт

где n – число двойных ходов плунжера в мин (число качаний балансира в мин).

14

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

Введение условно теоретической подачи связано с тем, что длина хода плунжера Sпл в каждом конкретном случае является неизвестной величиной и может существенно отличаться от известной длины хода полированного штока S. 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) Qф может не совпадать с Qт.усл по целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки Qф к условно теоретической подаче ее Qт.усл назовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через η:

С учетом выражения (9.8) фактическая подача такова:

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

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

игазовой фаз, то при такте всасывания часть объема цилиндра насоса может заполняться газовой фазой, что снижает коэффициент наполнения насоса жидкостью (β < 1).

2.Упругие деформации штанг и труб, характеризуемые коэффициентом ηλ:

Таким образом, коэффициент, учитывающий упругие деформации, таков: ηλ <=> 1 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 Qут .Коэффициентом утечек ηут назовем отношение объема утечек Qут к условно теоретической подаче Qт.усл :

Таким образом, коэффициент, учитывающий утечки (1 - ηут), всегда меньше единицы 4. Коэффициент, учитывающий объемные свойства продукции скважины (нефть,

нефть + вода). Отношение фактической подачи жидкости в поверхностных условиях Qфп к фактической подаче, приведенной к термобарич-м условиям в скважине (в насосе) Qфс:

окончательно получаем:

15

Независимо от обводненности продукции при вн(Рс, Тс) > 1 и вв(Рс, Тс) > 1 коэффициент, учитывающий объемные свойства продукции, ηоб < 1 . Во всех других случаях: вн(Рс, Тс) > 1 и вв(Рс, Тс)= 1; вн(Рс, Тс) < 1 и вв(Рс, Тс)= 1; вн(Рс, Тс)> 1 и вв(Рс, Тс)> 1

идр. необходимо проводить дополнительный анализ величины коэффициента ηоб.

Вобщем случае коэффициент подачи η является произведением всех рассмотренных коэффициентов.

16

8.Производительность насоса. Коэффициент наполнения и определяющие его факторы.

Коэффициентом наполнения насоса β называется отношение объема жидкости, поступившей в цилиндр насоса из скважины Vжс при такте всасывания, к объему, описанному плунжером F:

Под мертвым пространством насоса Vм будем понимать разность объема цилиндра насоса Vц и объема, описываемого плунжером Vs между нижней и верхней мертвыми точками (объем между всасывающим и нагнетательным клапанами, когда плунжер находится в

нижней мертвой точке):

При выводе зависимости для коэффициента наполнения принимаем следующие допущения:

1.Процесс изотермический.

2.Свободный газ равномерно распределен в жидкости в цилиндре насоса.

3.Процесс растворения свободного газа в жидкости и процесс выделения растворенного газа из жидкости равновесный.

4.Утечки отсутствуют.

Введем следующие обозначения:

где Rц — газовое число в цилиндре насоса при давлении всасывания Рвс;

где RM — газовое число в мертвом пространстве насоса (плунжер находится в НМТ) при давлении нагнетания Рнаг.

и введем следующее обозначение

Коэффициент К называется коэффициентом мертвого пространства и характеризует численно долю мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером.

С учетом обозначений (9.26) и (9.45) перепишем выражение (9.44) в виде:

откуда окончательно получаем:

17

Выражение (9.46) является общей формулой для расчета коэффициента наполнения скважинного насоса в рамках принятых допущений.

Анализ полученного выражения показывает, что мертвое пространство всегда оказывает отрицательное влияние на коэффициент наполнения (т.е. оно является вредным пространством) даже при откачке чистых жидкостей. Поэтому в реальных условиях не-

возможно получить коэффициент наполнения, равный 1. Количественное же влияние на коэффициент наполнения различных факторов различно. Соотношение Rц и Rм связывает все процессы, происходящие в цилиндре насоса при его работе, и определяет фазовые превращения продукции скважины.

Из общей зависимости (9.46) можно получить соответствующие выражения для частных случаев:

18

9.Нагрузки на штанги. Упругие деформации штанг и труб под действием статических нагрузок.

При ходе вверх максимальная нагрузка, действующая в ТПШ, такова:

(9.76)

При ходе вниз нагрузка, действующая в ТПШ, минимальна и такова:

.

(9.77)

Соединение штанг с плунжером осуществляется с помощью клетки клапана; при этом на нижней торец штанг действует гидростатическое давление Р, равное сумме гидростатического давления от веса столба смеси в НКТ Рсм.т и устьевого давления Ру

(9.80)

или

. (9.81)

Таким образом, нагрузка от веса штанг в смеси Gшт.смбудет таковой:

(9-82)

где Gшт — вес колонны штанг в воздухе, Н;

fшт — площадь поперечного сечения штанг, м2.

где b' — коэффициент «плавучести» штанг в смеси при Ру > 0:

(9.85)

Нагрузка от веса столба смеси (жидкости) в НКТ:

(9.86)

где F — площадь поперечного сечения плунжера насоса, м2. Нагрузка от давления на устье скважины:

(9.87)

Нагрузка от давления в затрубном пространстве скважины (давлением от веса столба газа высотой Ндин пренебрегаем):

19

(9.88)

где Ру, Рз — соответственно давления на устье скважины в НКТ и в затрубном пространстве, Н/м2.

Нагрузка от веса столба смеси (жидкости) в затрубном пространстве скважины:

(9.89)

УПРУГИЕ ДЕФОРМАЦИИ ШТАНГ И ТРУБ Таким образом, деформация колонн штанг и труб является значительной только под

действием нагрузки (GT - G3). При ходе штанг вверх колонна штанг увеличивает под действием нагрузки (GT - G3) свою длину на величину iшт:

При ходе вниз нагрузка (GT - G3) снимается с колонны штанг, вследствие чего длина колонны штанг сокращается на величину iшт, и передается на колонну НКТ, под действием которой длина колонны НКТ увеличивается на величину iт:

где fтр — площадь поперечного сечения труб по металлу, м2.

В результате этих деформаций перемещение плунжера в цилиндре насоса начнется только тогда, когда ТПШ скомпенсирует за счет перемещения полированного штока вверх удлинение штанг на величину iшт и сжатие труб на величину iт, т.е. полированный

шток переместится вверх на величину (iшт + iт) прежде, чем начнется движение плунжера вверх. Обозначим:

(9-99) и назовем величину λ потерями хода плунжера Sпл в сравнении с ходом полированного штока S

(9.100)

Подставляя (9.97), (9.98) в (9.99), получим :

(9.101)

Нагрузка от веса штанг является максимальной в ТПШ и нулевой — в месте крепления штанг к плунжеру. При больших глубинах спуска насоса и использовании одноразмерной колонны штанг (fшт = c o n s t ) нагрузка в ТПШ может оказаться чрезвычайно большой. Для снижения этой нагрузки проектируют ступенчатую колонну штанг, уменьшая поперечное сечение (диаметр) штанг сверху вниз. Потери хода плунжера для ступенчатой колонны штанг с количеством ступеней «n» таковы:

(9.102)

20