Эксплуатация скважин штанговыми насосами

     Скребки, установленные на штангах, вращаются (на заворот) с помощью штанговращателя, укрепленного на канатной подвеске, на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Недостатком способа очистки труб от парафина с пластинчатыми скребками является то, что вес скребков увеличивает нагрузку на точку подвеса штанг и в целом на станок-качалку.

     При небольшом зазоре между пластиной  скребка и внутренним диаметром НКТ (2-3 мм) затрудняется спуск и подъем штанг в скважине. При неосторожном подъеме скребки сбиваются и порой создают сальник (металл о металл), что приводит к большим осложнениям. Поскольку пластинчатые скребки изготавливают в промысловых, а не в заводских условиях, то в случае приварки их к штангам иногда (в зависимости от квалификации сварщика) допускается пережог металла в месте сварки скребка к штанге, что также приводит к серьезным осложнениям. В последнее время вместо металлических пластинчатых скребков на промыслах стали применять пластмассовые скребки специальной конструкции, которые при хорошей обработке их поверхностей (не допущены шероховатости) неплохо себя зарекомендовали.

6. На промыслах с целью борьбы с отложениями парафина применяют остеклованные, эмалированные НКТ, а также трубы с поксидным покрытием. Однако при погрузке, разгрузке и перевозке их часто, особенно в остеклованных трубах, покрытие местами разрушается (от ударов), что приводит к заклиниванию плунжера стеклянной крошкой. Наиболее эффективно работают НКТ с внутренним покрытием эпоксидными смолами. Они более устойчивы к механическим нагрузкам и снижают интенсивность отложения парафина в НКТ.

      В таблице 5.1 приведены данные по причинам отказа СШН за 2003 год и 8 мес.2004 года. 

 

      

 

     

      5 Оптимизация работы скважин эксплуатируемых УШГН

      5.1 Цели оптимизации

 

     Под оптимизацией работы уже эксплуатируемых  установок понимается

решение задач, связанных с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставление возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных затрат на подъём нефти из скважины. Т.е. цель нашей оптимизации работы установки будет заключаться в подборе ШГН по производительности.

     Производительность  ШГН (обьёмная подача насоса) обеспечивает заданный режим работы скважины, является основным критерием характеризующим работоспособность насоса. Фактическая производительность определяется коэффициентом подачи. Коэффициент подачи насоса определяется конструктивным исполнением насоса и технологическими характеристиками скважины. Для  группы месторождений экспериментально установлен при оптимальных условиях коэффициент подачи равен 0,65 - 0,75.

     При  снижении фактического коэффициента подачи насоса до 0,4 и менее, технологической  службой ЦДНГ проводятся мероприятия  по установлению причины снижения производительности насоса: оценивается работа насоса по динамограмме, изменение динамического уровня, при необходимости производится промывка клапанов, опрессовка НКТ, профилактика парафиноотложений и т.д. По результатам эффективности выполненных мероприятий и определения причины снижения производительности принимается решение о дальнейшей эксплуатации ШГН.

     Эксплуатация  ШГН с коэффициентом подачи менее 0,3 запрещается.

Тем не менее часть установок эксплуатируется  с коэффициентом подачи 0,3 и менее, в связи с чем происходит увеличение удельного расхода электроэнергии. Рост удельного расхода электроэнергии с уменьшением к.п. происходит по гиперболической зависимости. При уменьшении коэффициентом подачи с 0,9 до 0,6 рост удельного расхода электроэнергии незначителен (4-12 Втч/(тм)). При дальнейшем уменьшении к.п. (<0,5), удельного расхода электроэнергии резко увеличивается (45-90 Втч/(тм)). Если учесть, что себестоимость добычи нефти  почти на 40% определяется затратами на электроэнергию, то становится очевидным, насколько важен подбор насосов и технологический режим работы в целом . 

      5.2 Подбор ШГН по производительности и глубине спуска 

     Подбор  ШГН определяется:

• выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШГН;
• выбором глубины спуска ШГН, 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[s_{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 s_{пр. доп.} находятся в пределах 60-170 МПа.
• фактического приведенного напряжения в штангах[s_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: типоразмера 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, мехпримесей в насосе  непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.

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

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

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

     Рекомендуемые значения по глубине спуска ШГН и  конструкции колонны штанг отечественного производства приведены в таблице  5.2.1

     Таблица 5.2.1. - Рекомендуемые глубины спуска ШГН

 

     Применение  НСН-57 – ввиду не значительной допустимой глубины спуска насоса, оправдано  при условии создания ограниченных значений депрессии на пласт. В остальных  случаях приоритет способа эксплуатации ЭЦН. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      6 Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ 

      6.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока 

     Почти во всех скважинах фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:

     -упругим  удлинением и сокращением штанг  и труб;

     -недостаточным  заполнением жидкостью цилиндра  насоса;

     -изменение  объемов нефти и воды;

     -утечкой  жидкости через клапаны насоса  и неплотности в НКТ /4/.  

     При работе насоса колонны штанг и  труб периодически подвергаются упругим  деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.

     Силы, действующие на узлы ШСНУ, принято  делить на статические и динамические по критерию динамического подобия (критерий Коши)

                                   (7.1)

     где a=4900-скорость звука в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с^-1.

     При μ_д≤0,4 режим работы установки считается статическим, а при μ_д>0,4 режим работы – динамическим.

     Для статических режимов силы инерции  не оказывают практического влияния  на длину хода плунжера, и длину  хода полированного штока вычисляют  по следующей формуле:

      ,                         (7.2)

     где - сумма упругих деформаций штанг λ_ш и труб λ_т, вызванных действием нагрузки от веса жидкости в НКТ. Они вычисляются по следующим формулам:

                                                      (7.3)

                                                                        (7.4)

     где ε_i – доля длины штанг с площадью поперечного сечения f_шi в общей длине штанговой колонны L_н; f^’_т – площадь поперечного сечения по телу подъемных труб, м²; Е – модуль упругости материала штанг (для стали Е=2∙10⁵ МПа).

     Если  колонна насосно-компрессорных труб заякорена у насоса, то λ_т=0.

     Тогда суммарное упругое удлинение  труб и штанг /4/: