ФНГ / РЭНГМ / Практическое занятие № 7 и №8 ЭКСПЛУТАЦИЯ СКВАЖИН ГЛУБИННОНАСОСНЫМИ УСТА-НОВКАМИ
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 22:52)
Практическое занятие № 7 и №8
ЭКСПЛУТАЦИЯ СКВАЖИН ГЛУБИННОНАСОСНЫМИ УСТА-НОВКАМИ Различные по принципу действия и конструкции глубинно насосные ус-тановки получили широкое распространение не только для добычи нефти, но и для эксплуатации водяных, гидротермальных и других скважин. Многообразие глубинно-насосных установок требует их классификации. 9.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ГЛУБИННОНАСОСНЫ УСТАНОВОК Можно выделить следующие основные признаки классификации глубинно-насосных установок: 1 . По принципу действия глубинного насоса — плунжерные (поршневые), — центробежные, — винтовые — струйные — вибрационые (звуковые), — диафрагменные, — роторно-поршневые и др. 2. По типу передачи энергии глубинному насосу от приводного двигателя — штанговые, — бесштанговые Скважинные штанговые насосные установки делятся на: — балансирные, — безбалансирные, а по типу используемого привода на: — механические, — гидравлические, — пневматические. Бесштанговые глубинно-насосные установки делятся по типу используемого привода и его местоположению: — с электроприводом, — с гидроприводом, — с приводом, расположенным на поверхности, — с приводом, расположенным в скважине. 3. По назначению: подача — для эксплуатации низк дебитных скважин, — для эксплуатации среднедебитных скважин, — для эксплуатации высокодебитных скважин высота подъема (напор) — для эксплуатации неглубоких скважин, — для эксплуатации скважин средней глубины, — для эксплуатации глубоких скважин. 9.2. ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГЛУБИННОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК В мировой практике нефтедобычи получили распространение следую-щие глубиннонасосные установки: 1. Скважинные штанговые насосные установки (СШНУ). 2. Установки погружных центробежных насосов с электропрводом (УЭЦН). 3. Установки гидравлических поршневых насосов (УГПН). 4. Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВI-I). 5. Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН). б. Установки со струйными насосами (УСН). Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти. В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН — для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШТ-IУ и УЭЦI-I и предназначены для определенных категорий скважин. Остановимся вкратце на делении скважин на низко-, средне- и высокодебитные. Классификация скважин по дебиту связана, в основном, высотой подъема жидкости, т.к. с ростом высоты подъема жидкости возможная подача большинства глубиннонасосных установок достаточно быстро снижается (а следовательно, и снижается возможный дебит скважины, который определяется в данном случае возможной подачей насосной установки). 2. Нагрузки, действующие на штанги и на трубы. При работе глубиннонасосной установки на штанги и трубы действуют различные виды нагрузок — статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др. Рассмотрим природу возникновения и влияние их на длину ход плунжера. После закрытия нагнетательного клапана 1 (рис. 7.1) статическая нагрузка от столба жидкости над плунжером перед началом его хода вверх передается на штанги, вызывая их растяжение на λшт. При этом трубы разгружаются и сокращаются на λт. Плунжер остается неподвижным относительно труб, и полезный ход его начинается лишь после растяжения штанг и сокращения труб. Всасывающий клапан закрывается, вес жидкости со штанг передается на трубы, нагнетательный клапан открывается, и плунжер движется вниз. При этом статическая (постоянно действующая) нагрузка на головку балансира будет равна весу штанг в жидкости. Так как головка балансира с подвешенной к ней колонной штанг движется неравномерно (скорость изменяется от нуля в верхней и нижней точках до некоторого максимального значения в середине хода вниз и вверх), возникают ускорения и соответствующие инерционные и другие дина-мические нагрузки. Кроме того, в начале хода плунжера вверх, когда скорость его движения равна нулю, головка балансира уже движется с некоторой скоростью, которую она набрала в процессе растяжения штанг и сокращения труб. Вследствие этого следует удар плунжера о жидкость, в результате на штанги и головку балансира действуют динамические нагрузки. Очевидно, что максимальная нагрузка па штанги будет при движении плунжера вверх, а минимальная — при ходе вниз. Максимальная статическая нагрузка (7.3) где Рж — вес жидкости в трубах над плунжером; Рш — вес штанг в жидкости: b — коэффициент, учитывающий Архимедову силу (b = ρм - ρж/ρм); ρж и ρм — плотность металла штанг и жидкости. Инерционные силы оценивают по приближенной формуле где S — длина хода плунжера, м; n — число ходов в минуту. Тогда максимальная нагрузка на штанги в месте их подвески (7.4) Формула (7.4) не учитывает некоторые динамические нагрузки, которые становятся существенными с увеличением числа качаний, глубины спуска насоса и его диаметра. Работами советских ученых (А. Н. Адонин, А. С. Вирновский, И. А. Чарный) установлено, что этой формулой можно пользоваться лишь до определенных значений фактора динамичности: где ω — угловая скорость вращения кривошипа (ω = πn/30); L — длина штанг; а — скорость звука в материале штанг (а = 5100 м/с). Если φ = 0,4—0,45, режим откачки статический, если φ > 0,4—0,45 — динамический. Для расчета нагрузок (максимальных и минимальных) при динамических режимах А. С. Вирновским предложена следующая формула, справедливость которой доказана на практике: (7.5) Здесь Рш — сила тяжести колонны штанг, Н; Рж — сила тяжести жидко-сти, находящейся над плунжером (для хода вниз Рж = 0), Н; Р/ж — сила давле-ния жидкости на плунжер снизу, обусловленная погружением насоса под динамический уровень, Н; α1,2, а1,2 — коэффициенты, зависящие от кинематики станка-качалки (индексы 1 и 2 относятся соответственно к максимальной — ход вверх и к минимальной — ход вниз нагрузкам); S — длина хода полированного штока, м; ω — угловая скорость вращения кривошипа; D — диаметр плунжера, м; λшт — статическая деформация колонны штанг, м; ψ — коэффициент, равный fм/(fм – fшт) где fм — площадь; сечения насосных труб по металлу); где ρ — плотность жидкости, кг/м3; L — глубина спуска насоса, м; F — площадь сечения плунжера, м2; fшт — площадь сечения штанг, м При ходе штанг вверх α1= 1,09 1,11; а\= 0,89—0,92; сумма этих коэффициентов для каждой длины хода приблизительно равна 2 (а2 = 0ф744- 0,89; а2= 1,14—1,48). Зная нагрузки, действующие на штанги и трубы, можно определить их деформацию. По закону Гука имеем (7.6) где fшт и fт — площадь ее металла штанг и труб; Е — модуль упругости (для стали Е = 2,06 ∙1011 Па); qж — вес 1 м столба жидкости над плунжером. Если диаметр штанг по длине разный (верхняя часть их формируется из штанг большего диаметра), то их деформация (7.7) где l1, l2,…, ln— длины ступеней штанг, площадь сечения которых соответст-венно f1, f2,…,fn. В результате действия нагрузок длина хода плунжера (7.8) где λi— увеличение длины хода плунжера за счет инерционных и динамических нагрузок (знак плюс перед λi означает, что силы инерции движения штанг в конце хода вверх и вниз способствуют некоторому удлинению пробега плунжера). Для гармонического движения штанг где S и L — соответственно длина хода полированного штока и длина штанг, м; n— число ходов в минуту. Подставив значение λi в формулу (7.8), получим (7.9) Теория и практика показывают, что движение штанг нестрого гармоническое. Кроме вынужденных колебаний штанги совершают собственные колебания при воздействии динамических нагрузок. Если совпадают фазы собственных колебаний штанг с вынужденными в концах ходов вверх и вниз, длина пробега плунжера возрастает. Простейшая формула для расчета пробега плунжера с учетом динамических сил предложена акад. Л.С. Лейбензоном: (7.10) где φ — фактор динамичности. 3. Оборудование штанговых насосных установок. Станки-качалки – механизмы, преобразовывающие вращательные движения вала электродвигателя в возвратно-поступательное движение штанг с плунжером и воспринимающие нагрузки в процессе откачки жидкости. Они отличаются по грузоподъемности, по конструкций привода, типу уравновешивания (роторное или балансирное), диапазону длин хода штока и числу качаний. В табл. 7. 1 приведены характеристики некоторых балансирных станков-качалок. Шифр станка означает: первая цифра — исполнение; буквы – станок-качалка; первые цифры после букв — грузоподъемность в тоннах; далее максимальная длина хода штока в метрах и набольший крутящий момент на валу редуктора. Длину хода устьевого тока изменяют путем сдвига места крепления ша-туна с кривошипом. Число качаний балансира зависит от увеличения или уменьшения диаметра шкива на электродвигателе. На промыслах применяют насосы различных размеров и конструкций. Наиболее широко распространены насосы двух видов — не (трубные) и вставные. Основные особенности их состоят в следующем. Цилиндр невставных насосов спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, а клапаны и плунжер — на штангах. Для извлечения цилиндра необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами и плунжером и насосных труб). Цилиндр 2 в сборе с плунжером и клапанами вставных насосов спускают на штангах. Подъем их осуществляется на колонне насосных штанг (трубы остаются на месте). На рис 7.2 показаны схемы невставных насосов. В верхней части плунжера 3 устанавливается нагнетательный клапан 1. Конус всасывающего клапана 6 плотно входит в седло 7. К корпусу этого клапана присоединен захватный шток 4 с ловителем 5, которые предусмотрены для подъема всасывающего клапана поверхность (для ремонта или смены насоса НСН-2). На рис. 7.3 показана схема вставного насоса типа НОВ. Эти насосы в принципе устроены так же, как и трубные. В отличие от последних они имеют дополнительные детали, позволяющие герметизировать насос в трубах 2 после спуска в скважину. При этом насос садится конусом 3 на седло 4. Лепестки пружины 5, закрепленные на кожухе 9, упираются в буртики 6. Пружины не дают насосу подняться с седла 4 замковой опоры под влиянием сил трения при движении плунжера 8 вверх. Во время смены насоса плунжер поднимается до упора и на штангах 1 вся сборка извлекается из посадочного седла 4. Пружины 5 соскальзывают с буртиков 6, пропуская насос вверх. При этом жидкость из насосных труб сливается в скважину. Таблица 7.1 Шифр станка-качалки Номинальная длина хо-да штока, м Число качаний ба-лансира в минуту Масса, кг Базовые модели 1 СК1,5-0,42-100 3 СК3-0,75-400 5 СК6-1,5-1600 7 СК12-2,5-400 9 СК20-4,2-1200 0,3; 0,35; 0,42 0,3; 0,52; 0,75 0,6; 0,9; 1,2; 1,5 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 2,5; 2,8; 3,15; 3,5; 3,85; 4,2 5-15 5-15 5-15 5-12 5-10 1050 2550 6000 14000 20000 Модифицированные модели 1 СК1-0,6-100 3 СК2-1,05-400 5 СК4-2,1-1600 7 СК1212-2,5-6000 9 СК15-6-1200 0,4; 0,5; 0,6 0,42; 0,75; 1,05 0,84; 1,26; 1,68; 2,1 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 3,55; 4; 4,5; 5; 5,5; 6 5-15 5-15 5-15 5-12 5-10 1050 2550 6050 16200 34000 Поскольку во вставном насосе (рис. 7.3) через трубы 2 данного диаметра пропускается не толь плунжера 8, но и цилиндр 7 вместе с конусом 3, то диаметр плунжера этого насоса должен быть намного меньше диаметра невставного насоса. Насосы НСН-1 и НСВ имеют номинальный диаметр цилиндров от 28 до 68 мм, а насосы НСН-2 – от 28 до 93 мм. Зазоры между плунжером и цилиндром (по диаметру) составляют от 20 до 70 мкм (тугая посадка), от 70 до 120 мкм (средняя посадка) и от 120 до 170 мкм (свободная посадка). Для откачки высоковязких нефтей применяют насосы со свободной посадкой. Штанги — стержни круглого сечения длиной от 1 до 8 м, диаметрами 16, 19, 22 и 23 мм с утолщенными головками квадратного сечения на концах. Соединяются они с помощью муфт. Так как штанги эксплуатируются под воздействием значительных переменных нагрузок в коррозионной среде, изготавливают их из высокопрочных сталей с термообработкой и с применением методов поверхностного упрочнения. Оборудование устья (рис. 7.4) служит для подвески труб 3 на планшайбе 2 и отвода продукции из скважины через тройник 5. Канатная подвеска (рис. 7.5), предназначенная для присоединения штанг к головке балансира, состоит из нижней 10 и верхней 8 траверс. В нижнюю траверсу вварены две втулки (опоры верхней траверсы), в которых заделаны с помощью зажимов 1 концы каната 7. Между траверсами расположены два винта 3, при помощи которых верхнюю траверсу можно приподнять над нижней. Это необходимо во время установки динамографа. Рис. 7.2. Схемы невставных насосов: а — двухклапанно-го типа НСН-1; б — трехклапанно-го типа НСН-2. Рис. 7.3. Схема вставного насоса НСВ Рис. 7.4. Оборудование устья скважины: 1—колонный фланец; 2—планшайба; 3—трубы; 4—опорная муфта; 5—тройник; 6—корпус сальника; 7 —полированный шток; 8—головка сальника; 9—сальниковая набивка Рис. 7.5. Канатная подвеска для штанг: 1—клиновой зажим; 2—вкладыш; 3—подъемный винт; 4—нажимная гайка; 5—зажимная втулка; 6—клиновой захват; 7—канат; 8—верхняя траверса; 9—втулка; 10—нижняя траверса 4. Исследование скважин Как уже упоминалось, теоретические основы гидродинамических иссле-дований скважин независимы от способа их эксплуатации. Технология иссле-дований зависит от этого. Забойное давление можно определить либо с помо-щью глубинных манометров, либо по уровню жидкости с помощь эхолота. Манометры (малогабаритные) спускают в кольцевой зазор между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной на проволоке через отверстие в эксцентричной планшайбе, которая позволяет подвесить трубы, со смещением от центра скважины для увеличения проходного сечения межтрубного пространства. Используют также специальные манометры, которые устанавливают ниже насоса. Передача его показаний на поверхность осуществляется по кабелю. Эти манометры дороги, они извлекаются из скважин лишь при подъеме насоса. Поэтому применяются обычно для специальных исследований . Спуск манометра в кольцевое пространство иногда заканчивается заклиниванием его в местах контакта НКТ с обсадными трубами. Поэтому скважины, оборудованные штанговыми насосами, часто исследуют с помощью эхолота – прибора, с помощью которого измеряют уровни в скважине (статические и динамические). По положению уровней и по известной плотности ж в скважине определяют пластовое и забойное давления. Рис.7.6 Схема эхометрической установки Рис. 7.7. Типовая эхограмма Рис.7.8. Схема устройства гидравлического динамографа Рис. 7.9. Теоретическая динамо-грамма На рис. 7.6 приведена принципиальная схема эхометрической установки. Звуковая волна, создаваемая пневматической или пороховой хлопушкой отраженная от уровня жидкости, улавливается микрофоном 1, соединенным через усилитель 2 с регистрирующим прибором. Прибор состоит из перописца 3, ленты 5 и лентопротяжного механизма 4, создающего постоянную скорость движения ленты (50 или 100 мм/с). Глубину положения уровня определяют по скорости и времени распространения звука в скважине. Для измерения скорости звука недалеко от уровня жидкости на известном расстоянии от устья на трубах устанавливают репер – патрубок, подвешенный на муфте одной из труб и перекрывающий кольцевой зазор между обсадными и насосными трубами на 60—65 %. Скорость распространения звуковой волны где l – глубина установки репера; t – время прохождения волны от устья до репера и обратно определяемое как частное от деления длины Lр ленты между устьем и репером (рис. 7.7) на известную скорость движения ленты. Расстояние уровня жидкости в скважине от устья где v – скорость движения ленты; Т – время прохождения волны до уровня жидкости и обратно (Т=L/v). Для контроля работы насосной установки используют динамографы различных конструкций и принципов действия. На рис. 7.8 приведена схема гидравлического динамографа, с помощью которого измеряют нагрузки на головку балансира (на устьевой шток) в зависимости от длины хода плунжера. Прибор устанавливают в канатную подвеску так, что ее траверсы сжимают рычаг 10 и мессдозу 9, в полости 8 которой нагрузка трансформируется в давление жидкости, передаваемое на геликсную пружину 7. При этом перо 6 чертит на бланке график нагрузки. Диаграмма нагрузок записывается в течение одного цикла (ход вверх и вниз). Подвижный столик 5 с бланком передвигается по направляющим 4, так как при подъеме динамографа вверх нить 1, прикрепленная одним концом к неподвижной части устьевого оборудования, свивается со шкива 2, заставляя его вращаться вместе с ходовым винтом 3. Последний приводит в движение ходовую гайку (не показана на рисунке). Во время вращения винта вместе с гайкой передвигается и прикрепленный к ней столик. Так на диаграмме в определенном масштабе записывается длина хода устьевого штока. В по-лости винта при перемещении прибора вверх возвратная пружина закручивается при перемещении вниз раскручивается и возвращает столик в первоначальное положение. Динамограф предварительно тарируют (для определения масштаба записей длины хода и нагрузок). На рис. 7.9 показана теоретическая динамограмма. По оси ординат отложена нагрузка Р на штанги, а по оси – абсцисс длина хода плунжера S. Точка А соответствует началу хода устьевого штока вверх, отрезок АБ - восприятию нагрузки от веса жидкости после закрытия нагнетательного клапана; Отрезок БВ характеризует потери хода плунжера в результате удлинения штанг и сокращения труб, отрезок БВ соответствует ходу плунжер вверх. При обратном ходе штока линия ВГ отображает разгрузку штанг от веса жидкости (трубы растянулись, а штанги сократились на длину отрезка гГ). В интервале ГА (ход плунжера вниз) нагрузка Рвн равна весу штанг в жидкости, а при ходе вверх Рвв – весу штанг и весу жидкости над плунжером. Теоретическую динамограмму можно построить расчетным путем с по-мощью формул (7.4) и (7.6) – динамические силы, силы трения и инерции обычно не учитывают. Фактическая динамограмма вследствие влияния различных видов дефектов насоса и всей установки в той или иной мере отличается от теоретической. По характеру этих искажений судят о намечающихся или уже случившихся отклонениях от нормы в различных узлах установки. На рис. 7.10 приведены фактические динамограммы штанговых насосных установок, на которых указаны наиболее часто встречающиеся дефекты. В качестве примера рассмотрим подробнее диаграмму рис. 7.10,д малодебитной скважины. В правой ее части вверху прочерчен «газовый носик», характерный для установок, в которых на работу насоса влияет газ. Видим, что в начале хода плунжера вниз некоторое время сохраняется высокая нагрузка, действующая на головку ба-лансира. Это происходит вследствие попадания цилиндр насоса газа низкого давления, и пока он сжимается плунжером, нагрузка на штанги остается высокой. Кроме гидравлических динамографов применяют и другие его виды (механические, электрические и динамографы с дистанционным телединамометрированием). Рис. 7.10. Практические динамограммы штанговых насосных установок Эксплуатация насоса: а—нормальная; дефекты; б—периодический срыв подачи пластовым газом высокого давления; в—полуфонтанный способ эксплуатации скважин; г—утечки в нагнетательном клапане; д—подача насоса больше притока жидкости из залежи; е—полный выход из строя нагнетательного клапана; ж—утечки в нагнетательном клапане; з—полный выход из строя всасывающего клапана; цифры означают порядок записи диаграмм. Как уже упоминалось, большие трудности возникают при откачке из скважины нефти или водонефтяных эмульсий высокой вязкости, так как сила трения о жидкость оказывается равной или больше веса штанг и они зависают в скважине. Во избежание этого применяют различные насосы специальных конструкций; подогрев жидкости электрическими нагревателями, установленными на приеме насосов; введение в скважину через затрубное пространство дозировочными насосами поверхностно-активных веществ, снижающих вязкость водонефтяных эмульсий, и т.д. Истирание труб и штанг в наклонных и искривленных скважинах предотвращают, используя специальные муфты с износостойкими покрытиями. 6. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами Наличие штанговой колонны, сложная кинематика станка, необходимость использования тяжелого оборудования при эксплуатации высокодебитных скважин сужают область применения штанговых насосных установок. На промыслах широко распространены установки с погружными центробежными электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большой подаче развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин (табл. 7.2). В Советском Союзе более 50 % всей добычи нефти извлекалось этими насосами. Таблица 7.2 Характеристика УПЭЦН Шифр ус-тановки Номинальная подача, м3/сут. Напор, м Рекомендуемая рабочая область Насос Подача Q, м3/сут. Напор Н, м К.п.д., % Число ступе-ней/число сек-ций УПЭЦН 5-40-1750 40 1800 20-70 1850-1340 43 349/3 УПЭЦН 5А-160-1750 160 1755 125-205 1920-1290 61 346/3 УПЭЦН 6-1000-900 1000 900 750-1300 1085-510 60 208/4 Шифр ус-тановки Электродвигатель Кабель Шифр Мощность, кВт Температура среды, 0С К.п.д., % Число жил х площадь сечения Длина, м УПЭЦН 5-40-1750 ПЭД28-103А85 32 70 76 3 16 1930 УПЭЦН 5А-160-1750 ПЭД65-117А85 63 70 81 3 10 1980 УПЭЦН 6-1000-900 ПЭД250-13085 250 90 84 3 25 1400 Похожие статьи:
|
|