5)Несоответствие длины хода плунжера и сальникового штока.

При подсчете производительности насоса величину хода плунжера приравнивают величине перемещения точки подвеса сальникового штока, замеренной на поверхности. На самом деле величина хода плунжера в цилиндре бывает меньше перемещения точки подвеса вследствие периодического растяжения колонны насосных штанг при ходе вверх и сокращение ее длины при ходе вниз. Колонна насосных труб претерпевает аналогичные упругие деформации. Объясняется это переменной нагрузкой, воспринимаемой насосными штангами и колоннами. Потеря длины хода плунжера возрастает с увеличением глубины подвески насоса.

Истинную длину хода плунжера по замеренной на поверхности длине хода точки подвеса легко определить, если известна общая нагрузка на штанги.

Влияние вышеперечисленных факторов на фактическую производительность насоса в сумме может быть весьма значительным, и коэффициент подачи насоса может изменяться в широких пределах – от 1 и выше до 0,1 и ниже.

Работа штанговой установки считается удовлетворительной если , т.е. установка работает с коэффициентом подачи не менее 0,6.

Вопрос №2 «Автоматизация скважин, оборудованных станками-качалками»

Назначение

АСУ предназначена для автоматизации работы установок скважин штанговых глубинных насосов (УСШГН), оборудованных станком качалкой, оптимизации режимов работы оборудования, оперативного выявления аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования, передачи оперативной информации о состоянии объекта в диспетчерскую.

Преимущества

• Единая конструкция антивандального исполнения для силовой части и системы автоматики

• Простота обслуживания

• Наличие комбинированных каналов связи (проводная, радио-УКВ и GSM/GPRS) и многоступенчатой ретрансляции

• Дистанционное конфигурирование, настройка и установка режимов работы контроллера

• Встроенные алгоритмы обработки данных, позволяющие получить высокую точность измерений

• Автоматический расчет фактического суточного дебита скважины с учетом простоев и остановок позволяет иметь четкую информацию по потерям в добыче и причинам потерь

• Технический учет потребляемой электроэнергии

• Определение неисправностей насосного оборудования по форме динамограммы позволяет прогнозировать очередность ремонтных и профилактических работ на скважинах, формировать список аварийных скважин, оптимизировать работу скважины в целом

Функциональные возможности

• д истанционное включение и отключение электродвигателя УСШГН из диспетчерского пункта;

• контроль состояния УСШГН (работает/не работает);

• обеспечение функций защиты электродвигателя от перегруза, недогруза, работы на двух фазах, коротких замыканий, недопустимых отклонений напряжения в питающей сети;

• измерение давления в нефтепроводе с сигнализацией отклонения параметра за пределы установленных значений;

• программная работа УСШГН по алгоритмам с настройкой из диспетчерского пункта;

• а втоматическое снятие динамограммы с периодом от 1 до 250 минут, с возможностью использования как стационарного датчика на балансире станка-качалки, так и датчика в траверсе канатной подвески;

• автоматический анализ неисправностей насосного оборудования УСШГН по форме динамограммы;

• вычисление фактической потери хода (влияние газового фактора) по динамограмме;

• измерение периода качания станка-качалки;

• автоматическая остановка скважины на накопление при срыве подачи;

• вычисление фактического дебита (количества добытой жидкости) с учетом потери хода по динамограмме;

• автоматическое снятие ваттметрограммы с периодом от 1 до 250 минут;

• измерение тока потребления двигателя УСШГН, напряжения электрической сети, Cos();

• вычисление потребляемой электроэнергии;

• в ычисление фактических удельных затрат электроэнергии на тонну добытой нефти;

• самозапуск УСШГН в дистанционном и автоматическом режимах работы УСШГН с регулируемой задержкой от 0 до 180 сек.;

• учет времени работы скважины;

• контроль за несанкционированным доступа к объекту;

• обеспечение голосовой связи оператора с диспетчерским пунктом.

Состав и устройство

В состав АСУ входят:

• контролируемый пункт;

• радиокомплексы для организации радиосвязи по каналам УКВ и GPRS;

• датчики динамометрирования (траверсный) и (балансирный);

• комплекты для измерения давления;

• программное обеспечение опроса контроллеров и (АРМа) диспетчера.

Вопрос №3 «Борьба с песком и свободным газом при эксплуатации скважин, оборудованных ШГН»

Способы устранения вредного влияния газа на работу глубинного насоса можно следующим образом:

1)применение специальных глубинных насосов, с уменьшенным вредным пространством и увеличенной длинно хода (что достигается перестановкой пальцев кривошипов в другие отверстия);

2)использование защитных приспособлений – газовых якорей, при помощи которого часть газа отводится от приема насоса в скважину;

3)удлинение хода плунжера;

4)увеличение погружения насоса под уровень жидкости в скважине;

5)отсасывание газа из затрубного пространства в скважине; газ отсасывается стандартными вакуум компрессорами из затрубного пространства скважин и нагнетает его в выкидную нефтяную линию или в сборный газовый коллектор; откачивают газ также подвесными компрессорами, установленными на станках-качалках.

Защитные приспособления на приеме насоса.

Для улучшения работы глубинного насоса в скважине, дающим нефть с газом, на приеме насоса устанавливают газовые якоря, позволяющее частично отводить газ от приема насоса в затрубное пространство.

Создано множество конструкций якорей, но принцип действия их почти одинаков. Он основан на том, что при поступлении газо-жидкостной смеси и последующего изменения его направления ее пузырьки газа всплывают из нефти кверху и затем удаляются в затрубное пространство скважины, минуя насос.

Также используют газовый якорь-зонт. Его отличительная особенность в том, что имеется манжета из нефтестойкой резины, перекрывающий пространство между эксплуатационной колонной и корпусом якоря. Якорь-зонт по сравнению с якорями других конструкций имеет наибольшую газоотделяющую способность.

Газовые якоря не следует применять в скважинах, в которых насос спускается ниже фильтра эксплуатационной колонны. В таких скважинах роль якоря выполняет обсадная колоны на участке между фильтром эксплуатационной колонны и приемом глубинного насоса. Вредное влияние газа на работу насоса определяется динамометрированием.

Предохранение насоса от вредного влияния песка:

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью приток нефти к скважине. при работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. а также забивает насос и подъемные трубы. Для предупреждения образования песчаных пробок в скважинах при всех способах эксплуатации необходимо:

1)установление такого режима эксплуатации, при котором поступление песка к скважине было бы ограничено, а песок выносился бы в процессе эксплуатации на поверхность;

2)закрепление песка в призабойной зоне при помощи специальных смол и других веществ;

Основные мероприятия:

1)регулирование отбора жидкости из скважины, в основном в сторону его ограничения;

2)установка защитных приспособлений на приеме насоса;

3)применение насосов со специальными плунжерами (с канавками, «пескобрей»);

4)установка защитных приспособлений над насосом;

5)подлив нефти в затрубное пространство с целью уменьшения концентрации песка в струе жидкости, проходящей через насос, и увеличения скорости этой струи;

6)применение трубчатых штанг.

1.Регулирование отбора жидкости из скважины: диапазон размеров насосов, число качаний и длина хода плунжера позволяет выбрать диаметр насоса для отбора необходимого количества жидкости. Но на практике это сделать очень трудно. Поэтому ограничение отбора жидкости чаще всего осуществляется в комплексе с другими мерами по предохранению насоса от вредного влияния песка.

2.Защитные приспособления. С целью уменьшения песка на приеме насоса устанавливают защитные приспособления 2х типов: фильтрующие (фильтры) и сепарационные (якоря). работа фильтров заключается в том, что бы удерживать большие частички и пропускать нефть с тонкозернистым песком. материал для фильтров: мешковина, капрон или тонкая латунная сетка (best), - ими обертывают перфорированный патрубок. Также имеются гравийные фильтры. При каждом подъеме насосных труб фильтр очищается или заменяется. Недостаток – часто забиваются.

Для защиты насосов довольно широко применяют песочные якоря. Их работа основана на отделении песка от нефти при уменьшении скорости и изменения направления движения струи, поступающей к приему насоса.

3.Применение специальных насосов. Применение специальных насосов с кольцевыми канавками, винтовой или насос с плунжером «пескобрей». Песок поступающий в зазор между плунжером и цилиндром не истирает поверхность, а попадает в канавки, в винтовом же насосе песок непрерывно выносится на поверхность. Также хорошие результаты в скважинах с большим выделением песка дают такие насосы с плунжером пескобрей, на наружной поверхности которого также имеются кольцевые вытачки.

При эксплуатации скважин, выделяющих песок, спуск насосов на трубах большого диаметра не допустим, т.к. с увеличением диаметра насосных труб уменьшается скорость подъема жидкости по ним, а это приводит к выделению песчинок из жидкости, осаждению песка в трубах над насосом, к заеданию плунжера и выходу насоса из строя.

4. Установка хвостовик насосных труб. К нижнему концу насоса присоединяют колонну труб малого диаметра (48 или 60мм), и доводят другой конец до фильтра обсадной колонны. жидкость поднимается по хвостовику с большой скоростью и не дает оседать песку на забое. Короткий хвостовик не допустим, т.к. увлекался бы газ по всей площади сечения эксплуатационной колонны, что привело бы к снижению производительности. Хвостовик применяют при оборудовании скважин вставными насосами.

5.Применение скребка завихрителя. Скребок представляет собой болванку, диаметром несколько меньше диаметра насосно-компрессорных труб, со спиральными проточными канавками на наружной поверхности для пропуска жидкости.

Скребок устанавливают на колонне насосных штанг через 2-3 колена, обычно в нижней части, причем первый устанавливают на 1ой насосной штанге над плунжером. Скребок создает вихревое движение жидкости, причем мах скорость у стенок, что не дает оседать песку. При остановке песок оседает на верхних торцевых поверхностях скребков.

6.Оборудование скважин полыми штангами. В не глубоких скважинах с обильным выделением песка эффективным средством предупреждения заклинивания плунжера является применение полых трубчатых штанг (33,42,48,60).

Штанги присоединяются к плунжеру с помощью проводника 1, через которые жидкость направляется в полые штанги, не соприкасаясь с поверхностью плунжера и насоса, следовательно исключается возможность заклинивания плунжера.

насосную установку с полыми штангами оборудуют гибким шлангом представленным на рисунке ниже.

3-верхний конец верхней полой штанги;

2 – вертлюг, при помощи него подвешивают колонну штанг на подвеске 1 станка-качалки;

4 – приваренный патрубок с фланцем;

5 – фланец гибкого шланга 6; 7 – выкидная линия.

Кольцевое пространство между насосными трубами и полыми штангами следует заливать водой или нефтью для устранения неуравновешенности плунжера при ходе вниз.

7.Подкачка нефти в скважину.

При эксплуатации малодебитных скважин, выделяющих значительное количество песка, для предотвращения образования песка на забое и обеспечение выноса песка на поверхность, спускают хвостовик до фильтра эксплуатационной колоны и при работе насоса подливают освобожденную от песка жидкость или нефть в кольцевое пространство между трубами и эксплуатационной колонной. Подливаемая жидкость облегчает подъем песка к приему глубинного насоса и мешает оседанию на забой. Жидкость подливают через план шайбу, установленную на устье скважины. Жидкость подается от соседней скважины в продукции которой не содержится песок или группового устройства, куда поступает очищенная от песка нефть. Успешное применение подлива жидкости в затрубное пространство скважины возможно лишь при тщательном регулировании процесса и постоянном контроле скважины.