6 Добыча нефти штанговой насосной установки

Прекращение или отсутствие фонтанирования скважин обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами по настоящее время оборудовано большинство скважин. Получило широкое распространение погружные электронасосы. Разнообразие условий подъема жидкости в скважинах способствовало также разработке насосных способов с использованием винтовых, гидропоршневых, диафрагменных, гидроимпульсных и других насосов.

Однако их применение пока находится в стадии промышленного испытания и освоения.

7 Схема и принцип работы штанговой установк. Оборудование насосных скважин.

Отличительная особенность штанговой скважинно-насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Схема и принцип работы установки

Схема ШСНУ (рис. 7) включает оборудование:

а) наземное-станок-качалку (СК), оборудование устья

б) подземное-насосно-компресорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Основные элементы СК (рис. 8) - это стойка 17 с балансиром 16, два кривошипа 21 с двумя шатунами 19, редуктором 22, клиноременная передача 24, электродвигатель 25 и блок управления 28, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи ШСН состоит из цилиндра 3, плунжера 4, всасывающего 2 и нагнетательного 5 клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ 6. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз. Электродвигатель 25 через клиноременную передачу 24 и редуктор 22 придает двум массивным кривошипам 21, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение.

Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира 16, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке 17. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам 7 и через них плунжеру ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН- поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг – двойного действия. Жидкость из НКТ вытесняется через тройник 11 в нефтесборный трубопровод.

Станки- качалки- индивидуальный балансированный механический привод ШСН. Их выпускали по стандартам 1951, 1956 и 1966 гг. В настоящее время на станки-качалки типа СК второй модификации действует ГОСТ 5866-76, который предусматривает 13 типоразмеров СК. В шифре, например СК5-3-2500, указано: 5-наибольшая допускаемая нагрузка р max-на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 Кн, 3-наибольшая длина хода устьевого штока, м, 2500- наибольший допускаемый крутящий момент Мкр max на ведомом валу редуктора, умноженный на 10 Кн м. Дополнительно СК характеризуют числом качаний балансира двойных ходов), которое изменяется от 5 до 15 мин.

Смонтирован СК на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель установлен на поворотной салазке. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира 15 совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 14. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока 13) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие. Частота движения головки балансира (число качаний п) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой (больший или меньший) диаметр, т.е. регулирование работы СК дискретное.

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы СК помещают грузы (противовесы) на балансир (СК2) кривошип (СК4-СК20) или на балансир и кривошип (СК3) Тогда уравновешивания называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

а) Ремонт скважин

Подземный ремонт скважин в зависимости от работ разделяют на текущий и капитальный.

Рассмотренные работы по воздействию на призабойную зону пласта относятся к группе капитальных ремонтов скважин. К этому виду работ причисляют также изоляцию пластовых вод, ликвидацию негерметичности обсадных труб, возврат на другие горизонты, разбуривание плотных соляных и песчаных пробок, ликвидацию аварий с падением в скважину труб и штанг и некоторые другие сложные работы.

К текущим ремонтам относят менее сложные виды работ, связанные с заменой изношенного оборудования скважин или проверкой его состояния, с поддержанием нормальных условий эксплуатации скважин и оборудования (очистка труб от парафина и солей, изменение глубины подвески насоса и параметров насосной установки в соответствии с текущими пластовыми условиями притока жидкостей и газов, с заменой подземного оборудования часто встречающимся видом текущих ремонтов) являются работы по ликвидации обрыва штанг, заклинивания плунжеров насоса, обрыва кабеля.

Все работы по ремонту скважин выполняют бригады по капитальному и текущему ремонту скважин. Капитальный ремонт проводят крупные специализированные организации производственных объединений (или НГДУ). Оперативность персонала промыслов и бригад по капитальному и текущим ремонтам определяется коэффициентом эксплуатации Кзи коэффициентом межремонтного периода работы скважин Лм.

Коэффициент эксплуатации –отношение суммарного времени эксплуатации скважины в сутках к общему календарному времени, в течении которого оценивается этот коэффициент (месяц, год). Коэффициент межремонтного периода определяется временем эксплуатации скважины между ремонтами.

Коэффициент эксплуатации механизированного фонда скважин достигает 0,97-0,98. Он как правило, выше у скважин, оборудованных центробежными электронасосами. При правильном выборе оборудования и режима его эксплуатации межремонтный период работы скважины может достичь 1,5-2 лет Скважины, эксплуатирующиеся штанговыми насосами, обычно имеют меньшие коэффициенты эксплуатации (0,95-0,96) и межремонтного периода. Если в продукции содержится песок, межремонтный период может снижаться до 1-2 недель.

б) Оборудование, применяемое при подземном ремонте

Практически все виды подземного ремонта скважин связаны с проведением спускоподъемных операций скважинного оборудования (спуск и подъем труб, насосов, штанг, ловителей штанг и труб). Поэтому одним из основных видов оборудования при ремонте скважин являются подъемные сооружения (стационарные вышки, двуногие мачты, и эклипсы, закрепленные над устьем стальными тросами – растяжками) и механизмы, а также специальный инструмент (механические ключи для свинчивания и развенчивания труб и штанг, элеваторы, вертлюги и другие приспособления).

Для ремонтных работ широко используют передвижные подъемные агрегаты и комплексы подъемного оборудования, смонтированные со складной вышкой на тяжелых автомашинах высокой проходимости и тракторах. В промысловой практике принято называть подъемной установкой (или агрегатом) оборудование, состоящее из вышки, подъемника, талевой системы и других вспомогательных элементов. Это оборудование предназначено для выполнения текущих ремонтных работ, не требующих разбуривание цемента и пробок, интенсивных промывок под высоким давлением и других сложных операций.

При сложных работах используют подъемное оборудование, которое включает кроме упомянутых подъемных агрегатов насосные установки, ротор, вертлюг и другие приспособления.

В качестве подъемных устройств для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки применяют агрегаты Азинмаш-37 А, Азинмаш-43А, Бакинец-3М, и другие. Агрегат Азинмаш-37Асмонтирован на шасси автомобиля КрАЗ, имеет лебедку, вышку высотой 18 м с талевой системой грузоподъемностью до 32 т Он снабжен автоматами АПР-ГП, и АШК-Т, для свинчивания и развенчивания труб и штанг. Привод оборудования агрегата- от тягового двигателя автомобиля. Агрегат Азинмаш - 43А представляет собой тракторную модификацию подъемного устройства Азинмаш-37А. Сложные виды работ с насосно- компресорными и бурильными трубами при освоении, капитальном и текущем ремонте скважин с разбуриванием цементных пробок выполняют с помощью агрегатов А-50-У (рис. 5), комплекса оборудования КОРО-80 и других устройств.

Агрегат А-50-У предназначен для спускоподъемных операций с бурильными и насосно-компрессорными трубами при текущем и капитальном ремонте скважин, в процессе буровых работ с промывкой скважин. Собран он на шасси автомобиля КрАЗ-257. Максимальная грузоподъемность на крюке 50 т. Наибольшее давление на выкидке насоса-16 МПа. Производительность его при давлении 6 МПа около 10л/с. Комплекс КОРО-80 состоит из подъемной установки УПА-80 (грузоподъемность на крюке 80 т) смонтированной на автомобиле МАЗ-537, насосного блока на прицепе, передвижных мостков с рабочей площадкой и инструментальной тележкой, ротора вертлюга. Установка снабжена автоматом АПР-ГП для развенчивания и свинчивания насосно-компрессорных труб и ключом КГП для операций с бурильными трубами. Подъемная установка УПА-80 приводится в действие от двигателя автомобиля, а насос - от трансмиссионного вала лебедки через карданный вал.

Для механизации текущих, профилактических и капитальных ремонтов оборудования и скважин создан большой комплекс устройств –агрегаты АРОК для технического обслуживания и ремонта станков-качалок, штанговозы для транспортировки штанг АПШ и труб 2 ТЭМ агрегаты АНР-1 для наземного ремонта оборудования, установки для перевозки и перемотки кабеля, агрегаты ПАРС для подготовительных работ при ремонте скважин и др.

На промыслах широко распространен ремонт скважин с применением инструмента, спускаемого на тросе, позволяющего проводить некоторые виды ремонта без извлечения насосно- компресорных труб (ловильные работы ,удаление парафиновых корок и солей со стенок НКТ, регулирование и извлечение пусковых и рабочих клапанов ).

Рассмотрим технологию некоторых видов ремонтных работ

Ловильные работы- при обрыве и падении в скважину труб и штанг осуществляются с помощью ловильного инструмента - комбинированного ловителя ЛКШ-114, предназначенного для ловли в эксплутационной колонне штанг и недеформированных труб диаметром до 48 мм или ловителя ЛКШТ-168, который может захватывать трубы диаметром 73 мм Ловитель спускают в скважину на колонне бурильных труб с левой резьбой. Конец трубы или штанг через воронку входит внутрь ловителя, составные захватные плашки при движении вверх по конусной поверхности раздвигаются, пропускают конец трубы вверх. При подъеме ловителя эти плашки под влиянием пружины скользят вниз по конусной поверхности и захватывают трубу. Аналогично может быть поймана и штанга с помощью плашек, соединенных плашкодержателем и перемещаемых в корпусе ловителя синхронно. Нижние плашки используют также для ловли штанг за муфту (если упавшая в скважину колонна штанг оканчивается муфтой). Для определения положения и вида верхнего конца труб и штанг в скважину до ловильных работ спускается печать с резиновым наконечником на конце закрытом алюминиевой оболочкой. По оттиску упавшего в скважину объекта на этой оболочке определяют его состояние и положение в скважине. Для подъема труб используются также метчики, колокола и труболовки различных конструкций. Метчик применяют для захвата трубы с помощью резьбы, нарезаемой с его помощью внутри трубы, а колокол позволяет нарезать резьбу на внешней поверхности ее конца.

Очистка скважин от песчаных пробок. Такие пробки образуются на забое при разработке песчаных пластов и слабосцементированных песчаников. Высота пробок может достигать десятков и сотен метров, что затрудняет эксплуатацию скважины и сокращает ее дебит. Для удаления пробок применяют поршневые и автоматические желонки, струйные аппараты и гидробуры. Рыхлые пробки удаляют прямой или обратной промывкой скважины нефтью, аэрированными жидкостями и пеной. При прямой промывке (рис. 8) жидкость нагнетается в НКТ, а смесь ее с песком поднимается по кольцевому пространству. Иногда скорость подъема смеси недостаточна для быстрого выноса песка вследствие значительного превышения площади кольцевого сечения по сравнению с сечением труб. В этом случае применяют обратную промывку-жидкость нагнетается в кольцевое пространство, а размытая смесь песка и жидкости поднимается по НКТ, что значительно увеличивает скорость ее движения и снижает время промывки. Однако нагнетаемая в кольцевое пространство жидкость в значительной степени теряет способность размывать пробку, в то же время не удается использовать насадки для усиления размывающего действия струи, что просто осуществляется при прямой промывке. Поэтому в некоторых случаях используют комбинированную промывку–периодически меняют направление циркуляции жидкости. Чтобы не останавливать процесс промывки скважины, в тех случаях когда наращивают очередную трубу, длина которой обычно не превышает 8-9 м, предложены различные устройства.

Спуск и подъем центробежных электронасосов. Перед тем как скважины оборудуют насосной установкой, ее промывают, очищают от грязи, осадков и солевых отложений и проверяют обсадную колонну на проходимость специальным шаблоном до глубины спуска ЭЦН, чтобы избежать аварий с кабелем и агрегатами насоса при спускоподъемных операциях. Проверить качество соединения кабельного ввода с электродвигателем, наполненность его маслом. На протекторе и насосе закрепляют с помощью поясов плоский кабель, а в зоне труб круглый. При спуске труб кабель постепенно сматывается с барабана. Перед спуском насоса трубы заполняют нефтью, а для его подъема сливается через клапан, который вскрывается дротиком, сбрасываемым с поверхности. Кабель при подъеме труб снимается и наматывается на барабан.

Методы анализа факторов, влияющих на межремонтный период эксплуатации оборудования. На межремонтный период эксплуатации скважин влияет чрезвычайно большое число факторов, охватывающих геолого-физические, технические и технологические условия эксплуатации. Поэтому для прогнозирования причин выхода скважин из строя и определения ожидаемых сроков и видов ремонтных работ применяют методы анализа работоспособности оборудования скважин, основанные на использовании математической статистики, теории надежности и теории массового обслуживания.

Надежной работой (или надежностью) принято называть свойство технических устройств выполнять свои функции в течение заданного промежутка времени при сохранении эксплутационных показателей в допустимых пределах. В качестве количественной меры надежности принимают среднее время безотказной работы, интенсивность отказов, плотность распределения безотказной работы и др. Эти показатели можно установить по результатам анализа имеющейся статистической информации о фактических данных по межремонтному периоду работы скважин, о причинах выхода их из строя, о работоспособности и причинах отказов различных элементов нефтепромыслового оборудования. При этом закономерности появления отказов во времени характеризуются вероятными показателями, которые устанавливают по закону (функции) распределения времени безотказной работы скважины и оборудования. Функцию распределения по накопительным наблюдениям определяют путем выравнивания статистических рядов времени безотказной работы и выбора по ним теоретического закона распределения отказов. Согласно статистическим данным функции распределения отказов штанговых насосных установок и УЭЦН на промыслах.

Используя упомянутую методику анализа статистических данных, можно определить вероятность безотказной работы оборудования или отдельных ее узлов, в зависимости от различных факторов (угла искривления и интенсивности искривления ствола скважины, степени обводненности продукции скважины, типа применяемых насосов, режима откачки и т. д.)

Оборудование насосных скважин состоит из ряда последовательно соединенных элементов (наземная установка, колонна штанг, насос с защитными приспособлениями), и отказ одного из них вызывает остановку всей системы, а надежность ее уменьшается с увеличением числа соединенных элементов. Поэтому вероятность безотказной работы штанговой насосной установки оценивают с учетом работоспособности всех элементов последовательности. Вероятность безотказной работы всей системы находят как произведение вероятностей безотказного состояния каждого из ее элементов:

Р(t)=P1(t)*P2(t)…Pn(t)

Статистическая обработка информации об эксплутационной надежности основных видов оборудования скважин (ШСН и УЭЦН) позволяет решать кроме упомянутых и другие задачи – определение надежности работы оборудования в зависимости от технологических параметров процесса, прогнозирование планово-предупредительных ремонтов, оценка экономической эффективности повышения надежности оборудования скважин и др.