61. Насосная эксплуатация скважин.

Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:

• установкой штангового глубинного насоса (УШГН);

• установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);

• установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН);

• установкой электродиафрагменного насоса (УЭДН).

Наиболее распространённый способ добычи нефти - с помощью глубинных насосов - штанговых и бесштанговых.

Две трети фонда (66%) действующих скважин эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200…3400 м.

ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.

К бесштанговым погружным установкам относятся насосы:

а)электровинтовые;

б)гидропоршневые - 1%;

в)диафрагменные - 1 - 2 %;

г)электроцентробежные.

Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных насосов.

Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора.

Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами).

Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора.

62. Осложнения возникающие при эксплуатации скважин штанговыми насосами

При эксплуатации скважин штанговыми насосами негативное влияние на работу насоса оказывает попутный газ.

В этом случае к приему насоса подвешивается якорь.

При высокой скорости жидкости и малой скорости всплывания пузырьков эффективен винтовой якорь, основанный на инерционном принципе. Смесь жидкости и газа, поступая в якорь через отверстия фильтра, совершает винтовое движение, направляемое поверхностью винта. Под действием центробежной силы частицы жидкости перемещаются к стенке корпуса якоря, а пузырьки газа-к боковой поверхности стержня винта. Двигаясь далее вверх, газ попадает в газоотводную трубку и в затрубное пространство. Клапаном предотвращают поступление жидкости и газа из затрубного пространства в трубку.

Пакерный якорь. Газожидкостная смесь из-под пакера отводится по трубке в затрубное пространство выше динамического уровня, где газ сепарируется, а дегазированная жидкость поступает на прием насоса.

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10--20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом, и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и oбpaзования песчаной пробки вынуждает преждевременного ремонта для замены насоса.

В месторождениях с высоковязкими нефтями. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гидродинамических сил трения сводится к увеличению максимальной нагрузки, уменьшению минимальной нагрузки и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа\с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз. С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи.

При обводненности продукции 0,4--0,8 водонефтяные эмульсин обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия неустойчивая, то на забое осаждается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует отсекатель загруженности станка-качалки. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастают износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

При добыче парафииистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.