8. Техника и технология эксплуатации нефтяных скважин штанговыми скважинными насосными установками (шсну) (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации)

Схема ШСНУ включает оборудование: а) наземное— станок-качалку (СК), оборудование устья; б) подземное — на­сосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных ус­ловиях.

Основные элементы СК – это стойка с балансиром, два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноре­менная передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электро­передачи. ШСН состоит из цилиндра, плунжера, всасываю­щего и нагнетательного клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ. 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 через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривоши­пам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое дви­жение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балан­сира который качается на опорной оси, укрепленной на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и череп 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 в нефтесборный трубопровод.

Станки-качалки — индивидуальный балансирный механический привод ШГН. В шифре, например, СК5-3-2500, указано: 5—наибольшая допускаемая нагрузка р_тах на го­ловку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 2500 – наи­больший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10^-2 кН*м. Дополнительно СК характеризуют числом п качаний балансира (двойных ходов), которое изменяется от 5 до 15 мин^-1.

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ. Устьевой сальник герметизирует выход полированного штока.

Насосные штанги. Штанги предназначены для передачи возвратно-поступатель­ного движения плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения. Выпускают штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 12, 16, 19, 22, 25, 28 мм с длиной 8 м для нормальных и коррозионных условий эксплуатации. Для регулирования длины колонны штанг с целью нормальной по­садки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м. Штанги соединяются муф­тами (соединительными и переводными).

Штанговые скважинные насосы. Обеспечивают подачу от 5,5 до 400 м³/сут при глубине под­вески насоса до 3500 м. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставныс (НСН) скважинные насосы.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса при­соединяется к колонне НКТ н вместе с ней спускается в сква­жину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Вставной скважинный насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ (замковые опоры изготовляют с пружин­ными или малогабаритными якорями). Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками

Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи.

Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний и сменой шкива на валу электродвигателя.

При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скважинные манометры диаметром 22 - 25 мм. Полученные таким образом данные о забойном давлении наиболее достоверны.

К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами. Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы.

Осложнения

При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.

Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами.

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду, различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями.

Осложнения, вызванные отложением солей (главным образом гипса), устраняются также различными методами, как, например:

-периодической закачкой в пласт растворов различных кислот;

-применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся растворители солевых отложений или специальные реагенты;