Анализ Эксплуатации скважин Штанговыми Скважинными Насосными Установками (ШСНУ)

Подбор ШСНУ по производительности и глубине спуска

Наиболее распространенный способ добычи нефти — применение штанговых скважинных насосных установок (рисунок 5).

Рисунок 5 — Оборудование ШСНУ.

1 — фильтр; 2 — скважинный насос; 3 — насосно-компрессорные трубы; 4 — насосные штанги; 5 — тройник; 6 — устьевой сальник; 7 — сальниковый шток; 8 — стойка СК; 9 — траверсы канатной подвески; 10 — головка балансира; 11 — фундамент; 12 — канатная подвеска; 13 — балансир; 14 — шатун; 15 — кривошип; 16 — редуктор; 17 — ведомый шкив; 18 — клиноременная передача; 19 — электродвигатель; 20 — противовес; 21 — рама; 22 — ручной тормоз; 23 — салазка электродвигателя.

Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).

Оборудование ШСНУ включает: наземное оборудование, фонтанную арматуру, обвязку устья скважины, станок-качалку, подземное оборудование, насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, штанговый скважинный насос.

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Рама выполнена из профилированного проката в виде двух полозьев, соединенных между собой поперечинами. На раме крепятся все основные узлы СК.

Стойка выполнена из профилированного проката четырехногой конструкции с поперечными связями.

Балансир состоит из дуговой головки (10) и тела балансира (13) одноблочной конструкции.

Опора балансира создает шарнирное соединение балансира с траверсой и шатунами.

Траверса предназначена для соединения балансира с двумя параллельно работающими шатунами.

Шатун представляет стальную трубную заготовку, которая с одного конца прижимается к пальцу, а с другого — шарнирно к траверсе.

Кривошип преобразует вращательное движение ведомого вала редуктора в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор — двухступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей.

Тормоз (22) выполнен в виде двух колодок, крепящихся к редуктору.

Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных шкивов.

Электродвигатель — асинхронный, трехфазный с повышенным пусковым моментом, короткозамкнутый, в закрытом исполнении.

Поворотная салазка (23) под электродвигатель служит для быстрой смены и натяжения клиновидных ремней.

Подвеска устьевого штока предназначена для соединения устьевого штока (7) с СК. Она состоит из канатной подвески (12) и верхних и нижних траверс (9).

Для герметизации устьевого штока фонтанная арматура оборудуется сальниковым устройством. Устьевой шток соединяется с помощью колонны штанг с плунжером глубинного штангового насоса.

Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.

Основные принципы телемеханизации нефтепромысла.

• 1. Контроль и учет работы скважин.
• 2. Регистрация объема добываемой жидкости.
• 3. Прием и регистрация сигнала аварии при аварийном состоянии оборудования.
• 4. Контроль работы блоков БР — 2,5.
• 5. Обеспечение связью операторов с диспетчером.

В настоящее время основные процессы добычи нефти на промыслах полностью автоматизированы, контролируются и управляются с диспетчерского пульта.

Автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти дают значительный эффект, который выражается в следующем:

• 1. Повышается производительность труда рабочих, занятых в добычи нефти.
• 2. Увеличивается суточный отбор нефти из скважин вследствие более оперативного регулирования режима их работы.
• 3. Уменьшаются потери нефти вследствие сокращения простоя действующих скважин, своевременного обнаружения аварий на скважинах и быстрой их ликвидации.
• 4. Уменьшаются затраты на ремонт наземного оборудования и на подземный ремонт глубинно-насосных скважин, так как защитные устройства предотвращают развитие незначительных неисправностей в тяжелые аварии.
• 5. Повышается культура производства, облегчаются условия труда операторов по добычи нефти, в значительной степени сокращаются работы в ночное время.

Подбор ШСНУ определяется:

• — выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШСНУ;
• — выбором глубины спуска ШСНУ, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг;
• — прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;
• — допускаемое приведенное напряжение в штангах_пр доп; МПа определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения _пр доп находятся в пределах 60−170 МПа.
• — фактического приведенного напряжения в штангах_пр; МПа определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола скважины.

Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при увеличении: типопазмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии гидратопарафиноотложений в НКТ, механических примесей в насосе непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.

Подбор оборудования ШСНУ производится при каждом ремонте скважины. Подбор типоразмера ШСНУ рекомендуется производить по производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5 м, с числом двойных ходов плунжера N=4−6 мин^-1.

При выборе режима откачки ШСНУ предпочтение отдается максимальной длине хода при минимальном числе двойных ходов плунжера.

При эксплуатации ШСНУ погружение под динамический уровень (h погр) должно составлять для скважин с обводненностью более 50 — 350 м (из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=2,5 МПа), для скважин с обводненностью до 50 — 430 метров (из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа).

Рекомендуемые значения по глубине спуска ШСНУ и конструкции колонны штанг отечественного производства приведены в таблице 9.

Таблица 9 — Рекомендуемые значения по глубине спуска ШСНУ и конструкции колонны штанг.

• 2.4. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.
• 2.5. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.
• 3.4 Оптимизация режима эксплуатации скважин, оборудованных УШГН

Для обеспечения установленного технологического режима работы насосной установки и выявления причин отклонения от него систематически наблюдают за дебитом, содержанием газа и песка в добываемой продукции. Замеры на скважинах проводят по специально составленному графику не реже одного раза в 3 дня.

По данным замерам дебита и вычисленным коэффициентам подачи насоса судят о правильности установленного для скважины технологического режима или об имеющихся неполадках в работе насосной установки.

Улучшение режима эксплуатации и поддержание установленного режима в каждой скважине является очень важным мероприятием по увеличению производительности скважин.

Во время эксплуатации иногда добывные возможности скважин превышают подачу насосной установки. В то же время применение других, более высокопроизводительных способов эксплуатации скважин невозможно по различным техническим и технологическим причинам.

Поэтому стараются определить максимальный дебит жидкости, который можно получить из данной скважины путем подбора соответствующей насосной установки. Наряду с увеличением производительности скважин ставят задачу и увеличения межремонтного периода их работы. Последнее особенно важно при эксплуатации наклонных скважин.

Таким образом, критерием оптимизации (количественным показателем экономического эффекта принимаемого решения) является прирост добычи и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Процесс оптимизации режима работы скважин включает в себя выявление фонда скважин для технологических мероприятий по оптимизации режимов работы насосных установок, их подбор и практическое осуществление рекомендаций.

В начале расчетов по оптимизации необходимо определить коэффициент продуктивности работающей скважины. Для этого определяют забойное и пластовое давление или по динамическому и статическому уровням и дебиту, или же эти давления замеряют глубинными манометрами.

Забойное давление, рассчитываемое по динамическому уровню, складывается от массы газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины и затрубного давления, а также от массы газоводонефтяного столба в эксплуатационной колонне от приема насоса до верхних отверстий перфорации в работающей скважине.

Пластовое давление рассчитывают по замеренному статическому уровню во время остановки скважины на восстановление забойного давления до пластового.

Таким образом. Перед остановкой скважины отбивают динамический уровень и замеряют дебит, а по прохождении времени восстановления давления отбивают статический уровень.

Для определения максимально возможного дебита скважины задаются допустимым минимальным забойным давлением для данной скважины. При этом исходят из геолого-промысловых и технических ограничений: разрушение призабойной зоны, предотвращении выделения в призабойной зоне парафина, солей или свободного газа, сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца и т. д.

Задаются также минимальным давлением на приеме насоса, обеспечивающим его нормальную работу, т. е. без вредного влияния газа и с необходимой величиной коэффициента подачи.

При выборе штангового насоса и параметров откачивания S и n исходят из нагрузки в точке подвеса штанг. Величина этой нагрузки ограничивается прочностью штанговой колонны и грузоподъем-ностью станка — качалки.

Остальные расчеты производят в соответствии со схемой выбора насосной установки, приведенной выше.

В наклонной скважине глубину подвески насоса определяют с учетом удлинения ее ствола.

При значительном отклонении оси насоса от вертикали ухудшаются условия работы всасывающего и нагнетательного клапанов. Поэтому определяют допустимый угол наклона, обеспечивающий нормальную работу насоса.

Надежность работы насосной установки зависит от сил трения между цилиндром и плунжером, определяемых в значительной степени величиной изгиба оси штангового насоса. Поэтому определяют радиус скважины, позволяющий располагать насос без деформации.

Оптимальный дебит в работающих скважинах можно установить путем улучшения коэффициента подачи насоса, принятия мер борьбы с песком или уменьшения суточного отбора жидкости.

На практике часто встречаются случаи, когда производительность насосной установки превышает продуктивность скважины несмотря на использование насоса малого диаметра. Такие скважины называют малодебитными (дебит менее 5 т/сут.).

После пуска в эксплуатацию малодебитной скважины насос быстро откачивает поступающую из пласта жидкость, уровень ее снижается до приема насоса. В результате этого коэффициент подачи насоса резко падает. Для повышения коэффициента полезного действия насосной установки, уменьшения износа ее отдельных узлов и сокращения расхода электроэнергии (т.е. для оптимизации режима работы насосной установки) такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. Последняя заключается в том, что после понижения уровня до приема насоса скважину останавливают для накопления жидкости, после чего вновь пускают в работу. Целесообразность периодической эксплуатации и соответствующий режим работы скважины устанавливают путем анализа данных исследования ее на приток.

Наиболее подходящими для перевода на периодическую эксплуатацию являются скважины, не дающие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности (медленно восстанавливающие уровень жидкости) и сравнительно высокие статические уровни. К этой категории относятся скважины с высоконапорными пластами, с очень слабыми притоками жидкости.

Скважины с низким и быстро восстанавливающимся статическим уровнем нецелесообразно переводить на периодическую эксплуатацию, т.к. возникает необходимость частого запуска и остановки станка — качалки. Если этого не делать, то будет наблюдаться снижение добычи нефти.

В большинстве малодебитных скважин приток нефти из пласта непрерывно уменьшается с подъемом уровня жидкости из — за создающегося противодавления на пласт. Поэтому периоды накопления жидкости устанавливают исходя из допустимых потерь и экономической эффективности различных режимов эксплуатации малодебитной скважины.

Наибольший эффект достигается при наличии в скважинах зумпфа (часть скважины ниже подошвы эксплуатируемого пласта, используемая для накопления жидкости и различных осадков) достаточной высоты. Такие скважины эксплуатируются без противодавления на пласт.