Skvazhina (1)

С целью исключения деформации НКТ (i т= 0) при работе СШНУ колонна НКТ заякоривается специальным якорем, исключающим ее перемещение. В этом случае потери хода плунжера при работе установки таковы:

Как следует из приведенных зависимостей, потери хода плунжера при статическом режиме работы СШНУ зависят не только от конструкции колонны штанг и труб и диаметра насоса, но и от ряда технологических параметров, в том числе и задаваемых промысловым инженером (Ру, Ндин, Нсп).

21

10.Динамограф. Теоретические и практические динамограммы.

Рис. 1. Принципиальная схема гидравлического динамографа и его установки между траверсами канатной подвески

1 — нить приводного механизма; 2 — шкив ходового винта; 3 — ходовой винт столика; 4 — направляющие салазки столика; 5 — бумажный бланк, прикрепленный к столику 6 — пишущее перо геликсной пружины; 7 — геликсная пружина; 8 — капиллярная трубка; 9 — силоизмерительная камера; 10 — нажимной диск; 11 — месдоза (верхний рычаг силоизмерительной части); 12 — рычаг (нижний) силоизмерительной части

Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие — динамометрированием ШСНУ. Оно осуществляется с помощью динамографа. В зависимости от принципа работы различают механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и другие динамографы. В наиболее распространенном гидравлическом динамографе типа ГДМ-3 (рис. 1) действующая на шток нагрузка передается через рычажную систему на мембрану камеры 9, заполненной жидкостью (спиртом или водой), где создается повышенное давление. Давление жидкости в камере, пропорциональное нагрузке на шток, передается по капиллярной трубке 8 на геликсную пружину 7. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается, а перо 6, прикрепленное к ее свободному концу, чертит линию на бумажном диаграммном бланке 5. Бланк закреплен на подвижном столике, который с помощью приводного механизма перемещается пропорционально ходу устьевого штока. В результате получается развертка нагрузки р в зависимости от длины хода s.

Для снятия динамограммы измерительную часть динамографа (месдозу и рычаг) вставляют между траверсами канатной подвески штанг, а нить / приводного механизма самописца прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику). Масштаб хода изменяют сменой диаметра шкива 2 самописца (1 : 15, 1 : 30, 1 :45), а усилия — перестановкой опоры месдозы и рычага (40, 80 и 100 кН).

Изучение динамограммы позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса.

На рис. 2, а показана простейшая динамограмма нормальной работы насоса, которая имеет форму правильного параллелограмма. Силы трения направлены против движения, поэтому при ходе вверх они увеличивают нагрузку, а при ходе вниз — уменьшают. Инерционные нагрузки вызывают «инерционный поворот» динамограммы относительно нормального ее положения (рис. 2,6). Волнистый характер линий обусловлен колебательными процессами в штангах (рис. 2,в).

22

Рис. 2. Динамограммы работы штангового насоса с учетом статических нагрузок и сил трения (а), инерционных (б) и динамических (в) нагрузок

В. м. т. и Н. м. т. — соответственно верхняя и нижняя мертвые точки (стрелками показан ход записи динамограммы)

При значительных динамических нагрузках надежная расшифровка динамограмм из-за сложного их вида затруднительна. В таких условиях представляет интерес получение скважинных динамограмм, соответствующих нижнему концу штанговой колонны. Практические динамограммы по виду всегда отличаются от теоретической, сопоставление с которой позволяет выявить дефекты и неполадки в работе установки и насоса (рис. 3).

Рис. 4.25. Практические динамограммы работы штангового насоса:

а — нормальная тихоходная работа; б — влияние газа; в — превышение подачи насоса над притоком в скважину; г — низкая посадка плунжера; д — выход плунжера из цилиндра невставного насоса; е — удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса; ж — утечки в нагнетательной части; з — утечки во всасывающей части; и — полный выход из строя нагнетательной части; к — полный выход из строя всасывающей части; л — полуфонтанный характер работы насоса; м — обрыв штанг (пунктиром показаны линии теоретической динамограммы).

23

11.Эксплуатация скважин установками ЭЦН. Схема оборудования и назначение отдельных узлов.

При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов.

Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности.

При средних и больших отборах жидкости (100…500 м3/сут в, более) центробежные насосы—наиболее экономичный и наименее трудоемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости. Обслуживание скважинных центробежных насосов облегчается за счет того, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор. Межремонтный период работы у скважинных центробежных насосов при средних и больших отборах больше, чем у штанговых, и составляет, например, на промыслах Башкирии и Татарии, в среднем 260…320 сут.

Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99 %, механических примесей (по массе) не более 0,01 %, с температурой не более 90 °С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05%.

Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из коррозионностойких материалов.

Установка скважинного центробежного насоса (рис. 1) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами 8, обратного 6 и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов

при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрегатов находятся в пределах 116…142,5 мм, длина агрегатов — более 25 м.

Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения. Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата — погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую (см. рис. 1) из протектора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора /, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

24

Рис. 1 Установка скважинного центробежного насоса

Над насосным агрегатом через две-три насоснокомпрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу — спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки

при возникновении аварийного режима.

Погружной центробежный насос конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, из рабочих колес и направляющих аппаратов, размещаемых в корпусе насоса (трубе). Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором.

По поперечным габаритам (диаметру корпуса) выпускаются насосы нескольких групп, соответствующих номинальному диаметру обсадных колонн (в дюймах) добывающих скважин: 5, 5А, 6, насос ЭЦН6-500-750 – электрический центробежный насос для обсадных колонн диаметром 6", с оптимальной подачей 500 м3/сут при напоре

750 м.

Погружной электрический двигатель (ПЭД) – двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции.

Узел гидрозащиты размещается между насосом и двигателем и предназначен для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой продукции и смазки радиально-упорного подшипника насоса (при необходимости). Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эластичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Таким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.

Компенсатор предназначен для компенсации объема масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе.

25

26

12.Сепарация газа у приема погружного оборудования. Сепарационный эффект в жесткой замкнутой системе.

Коэффициент естественной сепарации свободного газа у приема погружного оборудования σ – отношение объема (объемного расхода) газа, ушедшего в затрубное пространство Vгз (Vз), к общему объему (объемному расходу) Vг (V) газа у приема погружного оборудования при данных термодинамических условиях:

VV

гз з

Vг V

.

P2		P4
	Жидкость
	h
	газ	h
P1
	P3

Пренебрегая весом газа:

P P			æ	gH
1	2
ãàç		í à÷èí àåò			âñï ëû âàò ü
ò àê		êàê		î áúåì	ãàçà			î ñò àåò ñÿ ï î ñò î ÿí í û ì ,
ò î		è		давлен ие				í å	ì åí ÿåò ñÿ
P P
4	1
P P			æ	gH P		æ	gH P 2			æ	gH
3	4			1				2

Практическое приложение сепарации газа у приема погружного оборудования.

1). Объяснение пульсации в скважине.

PЗАТ.>PУ.

Сепарируемый газ начинает отжимать уровень жидкости вниз.

Если бы система затрубного пространства была абсолютно герметичной, сепарируемый газ отжимал бы уровень вплоть до приема погружного оборудования.

В этот момент газ начинает прорываться в подъемник. Газ начинает интенсивно газировать жидкость в подъемнике объем повышается, затем жидкость выбрасывается в манифольд в колонне только газ. Затем резкое снижение PЗАБ. – это режим пульсации. Любой нестационарный режим – нежелателен. Но на деле, соединения колонн негерметичны. В какой то момент газ начинает прорываться в НКТ, а часть газа будет через обратный клапан уходить в линию выброса (т.е. понижение уровня заранее просчитано и учитывается наличием клапана).

Т.о. уровень в скважине – величина непостоянная.

2). Сепарация изменяет физико-химические свойства добываемой продукции. Если газ сепарируется изменяется G0 .G0Ф. - фактическое подъемника.

27

13. Оптимальный и максимальный режим работы подъемника. Удельный

расход воздуха.

Характеристикой подъемника называют графическую зависимость дебита жидкости q

в функции объемного расхода газа V, т.е.

На ней можно отметить четыре характерные точки — 1,2,3 и 4.

Точка 1 называется точкой начала выброса. Количество газа V в данном случае является тем минимально необходимым объемным расходом, при котором уровень смеси поднимается до устья (от точки 0 до точки 1 происходит процесс насыщения жидкости свбодным газом). Точка 2 называется точкой оптимальной работы подъемника

qопт. Для рассматриваемого

подъемника условия подъема жидкости в любой точке характеристики одинаковы, однако энергетические затраты

существенно различны.

Затраченная мощность для элементарного лифта составляет:

или с учетом, что G0=V/q, получим:

W = q (l + G,,)dP. (6.268)

Затраченная мощность на единицу объемного расхода поднимаемой жидкости будет:

Подставляя вместо dP dh для отрезка лифта 1м: Минимальное значение W1 окажется в точке, для которой Go также является

минимальным, т.е.

Касательная из начала координат к характеристике подъемника дает точку 2, при этом:

т.е. в данной точке энергетические затраты на подъем единицы жидкости минимальны (КПД максимален), а режим работы подъемника в этой точке оптимальный.

Точка 3 — максимальная точка — указывает ту максимальную производительность qмакс, которую возможно получить на данном подъемнике.

Точка 4 называется конечной точкой; область между точками 2 и 3 — рациональной

28

областью работы подъемника.

Режим qмакс:

Режим qопт:

29

14.Эксплуатация скважин в осложненных условиях.

Влияние свободного газа

Коэффициент наполнения насоса β зависит от количества свободного газа, попадающего в цилиндр насоса при такте всасывания Rц (при давлении всасывания Рвс: давление на приеме насоса Рпр минус потери давления во всасывающем клапане Рвс), от количества свободного газа в мертвом пространстве насоса Rм (при давлении нагнетания в цилиндре насоса Рнаг: давление на выкиде установки Рвык плюс потери давления в нагнетательном клапане Рнаг), коэффициента мертвого пространства в насосе К и коэффициента сжимаемости жидкости βж. Величина Rц в свою очередь зависит от давления на приеме насоса, газонасыщенности откачиваемой продукции (газового фактора) при термобарических условиях на приеме насоса, коэффициента растворимости газа, обводненности продукции и коэффициента сепарации свободного газа на приеме насоса. Все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы:

1.Методы, применяемые для предотвращения попадания свободного газа в насос (отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его).

2.Методы, применяемые для снижения вредного влияния попавшего в насос свободного газа.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового

насоса в настоящее время используются следующие способы:

-увеличение давления на приеме насоса за счет его бóльшего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса,

-снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции (например, с двумя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки длины штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб),

-увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером,

-увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса.

Влияние механических примесей

Серьезным осложняющим работу СШНУ фактором является содержание в

откачиваемой продукции механических примесей (песка). Такая продукция, попадая в глубинный насос, приводит к износу пары трения «цилиндр-плунжер», клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг. Кроме того, чрезмерное количество песка в продукции приводит к осаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению их продуктивности (так называемые пескообразующие скважины). Для предотвращения поступления песка в скважины широко используют специальное оборудование их забоев, а также методы крепления призабойных зон специальными составами, которые после затвердевания образуют в призабойной зоне прочную пористую и проницаемую среду, предотвращающую в той или иной степени поступление песка в скважину. Существует много технологий таких обработок призабойных зон скважин.

Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса. По принципу действия песочные якори относятся к классу гравитационных сепараторов. В якоре прямого типа скорость нисходящего потока жидкой

30