![](/user_photo/_userpic.png)
книги / Скважинные насосные установки для добычи нефти
..pdf(см. рис. 2.79, динамограмма 22. Чем выше глубина обрыва (отво рота), тем меньше вес оставшейся части колонны штанг и тем ниже линии веса штанг располагается динамограмма (см. рис. 2.79, динамограмма 21).
В настоящее время в нефтяной промышленности при техни ческой диагностике ШСНУ широкое распространение получи ли микропроцессоры.
Существует множество видов оборудования для диагности ки и контроля за работой ШСНУ на базе микропроцессорных систем.
Так, например, фирма «АТК» (г. Пермь) [38] предлагает сис тему, состоящую из стандартного геликсного динамографа, дат чика давления и перемещения, который соединен со вторичны ми приборами, предназначенными для хранения и первичной обработки информации, а также для передачи этой информации в ЭВМ для обработки и анализа полученных данных. Фирма поставляет также программное обеспечение, позволяющее оп ределить до 14 параметров системы «пласт — скважина — уста новка», такие как: динамический уровень, дебит скважины, на грузка в точке подвеса колонны штанг, коэффициенты подачи и наполнения насоса и некоторые другие. Однако при всех своих достоинствах этот способ динамометрирования имеет свои не достатки. К ним в первую очередь относиться необходимость остановки станка-качалки для монтажа динамографа, подвеска полированного штока на специальном зажиме, ручной монтаж и демонтаж динамографа между траверсами канатной подвески станка-качалки, невозможность телемеханизации процесса ди намометрирования.
Подобное оборудование используется фирмой Dynapump (США) [38]. В этой системе геликсный динамограф заменен на электронные датчики давления, а персональный компьютер мак симально приближен к скважине для оперативной обработки и анализа информации, а также выдача рекомендации по даль нейшей эксплуатации данной скважины. Система в целом мо бильна и имеет ряд преимуществ перед ранее известными.
К недостатком этой системы относится невозможность те лемеханизации процесса диагностирования. Система фирмы «Dynapump» является усовершенствованной моделью систе
мы фирмы «Nabra Согр» (США), которая была создана ранее для фирмы «Shell» (США). Как уже было отмечено, одним из основных недостатков всех рассмотренных систем диагности ки работоспособности ШСНУ является невозможность теле механизации процесса диагностики. Этого недостатка лише ны системы, разработанные фирмами «Mobil Oil Со» (США), «DELTA-Х» (США), «Baker САС» (США) [20, 38]. Система ди агностики включает датчик нагрузки на колонне штанг, систе му сбора данных и каналы от конечных устройств к ЭВМ. Си стема состоит из центрального, обрабатывающего информацию, комплекса и полевых компьютеров, обслуживающих группы скважин.
Оценка технического состояния ШСНУ проводится по ре зультатам последовательных замеров определенных параметров работы. Система применяется не только для диагностики, но и для оптимизации режима работы установок, анализа нагруженности колонны насосных штанг, работы станка-качалки и его уравновешенности.
Другая система диагностирования ШСНУ разработана французкой фирмой «CIMSA» [20, 38] на базе микрокомпьютера «SYSTEP» и состоит из трех главных частей:
—локальная система отбора и обработки данных;
—центральная (диспетчерская) система;
—система связи.
Локальная система сбора данных выполняет следующие опе рации:
—снятие и хранение динамограмм;
—связь с диспетчерской.
Локальная система не проводит диагностику, она передает следующие данные в центральную:
—полную динамограмму скважины;
—технологический номер скважины;
—минимальные и максимальные значения нагрузки. Диагностика скважины в центральной диспетчерской проис
ходит на ЭВМ с участием оператора. Преимущество системы в том, что она позволяет управлять как одной скважиной, так и группами скважин.
Данная система включает в себя первичные датчики усилия, размешенные на траверсах канатной подвески СК, и углового
перемещения, размещенного в подшипнике опоры балансира СК. Отличительной особенностью данной системы от предшествую щих является постоянный контроль и анализ основных пара метров работы системы «пласт — скважина — оборудование» с помощью ЭВМ.
Система фирмы ВАКЕЯ(США) типа ROD PUMP CONTRROLLER MODEL 8500 [38] предназначена только для наблюдения предельных величин нагрузки и состояния обору дования включено (отключено).
К преимуществу данной системы можно отнести:
—снижение эксплуатационных расходов;
—простота в эксплуатации;
—экономия электроэнергии.
Американская фирма «Technical Oil Tool Corporation» (ТОТСО) [38] выпускает автоматические системы контрольно-измеритель ной аппаратуры для нефтегазодобывающих установок. Новая система «Datakc» для контроля, измерения и управления добы чей, а также для сбора и обработки данных, о работе промысло вой установки состоит из полевой станции, системы связи и центральной станции сбора и обработки данных. Полевая стан ция включает в себя дистанционный терминал, представляю щий собой микрокомпьютер, который выполняет операции кон троля, измерения, связи и управления на месте промысловой установки. На терминал поступает сигнал с аналоговых, диск ретных и частотных датчиков, доступные для обслуживающего персонала на месте установки, ежедневно автоматически или при поступлении соответствующей команды передаются на цен тральную станцию обработки данных.
КОМПАНИЯ «ЭХОМЕТР» (США) [20, 38] предлагает комп лексную систему исследования работы скважин SPE-24060. Для количественного динамометрического анализа необходимы дан ные высокой степени точности, для получения которых требует ся использование калиброванного датчика.
Отслеживание движения полированного штока может осуще ствляться несколькими способами. Традиционно, положение полированного штока регистрируется вращательно-перемещаю- шимся датчиком. Преимущество этой системы состоит в высо кой скорости обработки данных компьютером и чувствительно сти к ускорению датчика нагрузки.
Последнее возможно благодаря использованию очень ком пактного акселерометра на интегральной схеме, который встро ен в элемент измерения нагрузки. Таким образом необходим только один кабель для соединения компьютера и датчика на-
грузки/ускорен ия.
Скорость движения полированного штока определяется пу тем интегрирования сигнала ускорения, а повторное интегриро вания дает значение положения полированного штока как фун кции времени. В системе используется датчик нагрузки на по лированном штоке (ДПШ) для быстрого и легкого получения динамометрических показателей. Датчик устанавливается и об служивается одним оператором. С помощью зажима датчик кре пится к полированному штоку и фиксирует необходимые для динамометрирования значения положения и нагрузки. В прибо ре используется чувствительный измеритель нагрузки напряже ния для получения информации о нагрузке и акселерометр для получения информации о положении.
Американская корпорация «Дельта-Х» предлагает систему DDI-01, представляющую собой динамометрический анало говый интерфейс данных, который подсоединяется к любому IBM-совместимому компьютеру. Система принимает анало говые сигналы от датчиков нагрузки, положения и тока и пре образует их для компьютера. Датчик нагрузки имеет подково образную форму, датчик тока двигателя относится к типу хомутовых [20, 38].
В последнее время большое количество российских фирм занимается разработкой и внедрением систем диагностики ра боты скважинных штанговых насосов. Среди них необходимо отметить систему диагностики насосных установок СДНУ-ЗМ (разработчик — РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), аппар- тно-программный комплекс динамометрирования скважин «Квантор» (г. Набережные Челны), электронный динамограф MS-117 (фирма Маркетинг-Сервис, г. Набережные Челны), динамограф СИДДОС (фирма «СИАМ» г. Томск), комплекс диагностики скважин «КДС-П» (ПермНИПИнефть, г. Пермь), комплекс диагностики станков-качалок «Омега» (АОЗТ «Вол жское конструкторское бюро», г. Самара) и другие. Практи чески все они основаны на анализе динамограмм, которые сни маются с помощью тензометрических датчиков нагрузки и дат
чиков перемещения головки балансира или полированного што ка. Также, как в ранее рассмотренных системах («Дельта-Х», «ЭХОМЕТР», Dynapump), датчики нагрузки могут быть на кладными (на полированный шток) или встраиваемые в канат ную подвеску станка-качалки. Полученные в результате заме ров динамограммы передаются на компьютеры по физическим линиям (проводные системы) или по системам радиосвязи. В некоторых конструкциях фирмы «Микон» (г. Набережные Челны) и фирмы «СИАМ» (г. Томск) микроЭВМ встроена в прибор, совмещенный с датчиком нагрузки. В этом случае мик роЭВМ оснащена и датчиком акселерометром, заменяющим датчик перемещения полированного штока. Обработка дина мограммы проводится компьютером по заданной программе, которая в основном повторяет методику, представленную в настоящем разделе книги. Кроме динамограмм указанные си стемы могут проводить замеры ваттметрограмм для определе ния уравновешенности станка-качалки. Некоторые из совре менных систем диагностики пытаются воссоздать принципы, заложенные в СДНУ-ЗМ в начале 90-х годов XX века: тести рование клапанов скважинного штангового насоса, определе ние негерметичных интервалов колонны НКТ, использование системы для точного определения действительного дебита на сосной установки, построение плунжерной динамограммы с определением нагрузок в штанговой колонне в любом ее се
чении.
Кроме отсутствия субъективного подхода к анализу динамог рамм и ваттметрограмм, электронные системы диагностики име ют важное преимущество, заключающееся в сохранении всех данных по исследованию скважин в хронологическом порядке. Это позволило создавать базы данных на нефтедобывающих пред приятиях, которые используются для отслеживания правильно сти разработки месторождения и движения нефтепромыслового оборудования.
2.2.11. СКВАЖИННЫЕ ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ - ОСНОВНЫЕ ВИДЫ И ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
Скважинный штанговый насос представляет со бой одноплунжерный насос с длинным цилиндром, шариковы ми клапанами и длинным проходным плунжером (рис. 2.82). При ходе плунжера вверх он нагнетает жидкость, находящуюся между стенками цилиндра и штангами, а в полость под плун жером поступает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (выжимает) объем жидкости, равный объему опуска ющегося в цилиндр штока, т.е. это насос дифференциального действия.
По конструкции насо сы бывают с щелевым уп лотнением зазора между металлическим плунже ром и цилиндром и с уп ругим уплотнением этого зазора — с неметалличес кой рабочей поверхнос тью плунжера или со спе циальными поршневыми кольцами. Скважинные штанговые насосы делят ся на трубные и вставные. У первых цилиндр в сква жину спускается на тру-
Рис. 2.82. Конструктивные схемы невставных (трубных)
насосов:
/ — шток клапана; 2 — муфты; 3 — втулки; 4 — кожух; 5 — плунжер; 6 — нагнетательный клапан; 7— захват клапана; 8 — крестовина; 9 — всасывающий клапан
бах, а плунжер и клапаны — на штангах. Вставные насосы спус каются в скважину в собранном виде на штангах и фиксируются
внижней части колонны НКТ замком (анкером).
Вотличие от остальных насосов к основным параметрам сква жинных штанговых насосов относятся номинальный диаметр плунжера (или цилиндра) и длина хода плунжера. Схемы насосов и их основные параметры установлены с 2002 года государствен ным стандартом Российской Федерации (ГОСТ-Р 51896-2002),
адо этого времени — отраслевым стандартом (ОСТ) и техничес кими условиями (ТУ). Конструктивные схемы скважинных штан говых насосов, предусмотренных ГОСТ-P, и их технические ха рактеристики будут представлены ниже [52].
Условные диаметры скважинных насосов (плунжеров и ци линдров) выбираются из следующего стандартного ряда: 27 (29 - по ОСТ и ТУ), 32, 38, 44, 50, 57, 63, 70, 95, 120 мм.
Длина плунжера скважинного штангового насоса выбирается в зависимости от требуемого напора насоса (глубины располо жения динамического уровня, с которого насос должен обеспе чить подъем пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм рекомендуется применять до динамического уровня с глубиной до 1200 м, 1500 мм — до 1500 м, 1800 мм — 1800 м и более.
Современные скважинные штанговые насосы, широко при меняемые на промыслах, имеют составной (втулочный) или безвтулочный (цельнометаллический) цилиндр.
Втулочный насос (например — НВ1С) имеет цилиндр, на бранный из втулок 3 длиной по 304 мм, размещенных в кожухе 4 и зажатых концевыми муфтами 2. К нижней муфте подсоеди нен узел всасывающего клапана 9. В цилиндре движется плун жер 5, имеющий узел нагнетательного клапана 6 (см. рис. 2.82).
Насос с безвтулочным цилиндром (НВ1Б, НВ2Б, НН2Б и др) имеет цельный цилиндр с концевыми резьбами. К резьбе подсо единены переводники. К нижнему переводнику подсоединен узел всасывающего клапана, к верхнему — ограничитель хода плун жера. В цилиндре находится плунжер с нагнетательным клапа ном. Цельнометаллический цилиндр представляет собой цилин дрическое тело, внутренняя поверхность которого является ра бочей. Эта поверхность имеет малую шероховатость, высокую точность обработки и большую твердость, такую же, как и у втулок втулочного цилиндра.
Переход от втулочного к цельнометаллическому цилиндру позволяет уменьшить наружный диаметр цилиндра, а также сни зить трудоемкость сборки насоса и изготовления цилиндра. Уст раняется возможность сдвига втулок цилиндра при транспорти ровке, монтаже и эксплуатации насосов. Насосы с цилиндром без втулок изготавливаются трубными (насосы НН2Б, ННБАл др.) и вставными (насосы НВ1Б, НВ2Б).
Рассмотрим схемы и конструктивные особенности некото рых типов скважинных штанговых насосов широкого применения.
Трубные (невставные) скважинные насосы (НН) выполняют нескольких типов — НН1, НН2, ННА. Насос НН1 (см. рис. 2.82, а) состоит из штока с утолщением в верхнем конце, служа щего для съема всасывающего клапана с его посадочного конуса
иподъема клапана на поверхность вместе с плунжером. Ци линдр насоса остается подвешенным на трубах. Узел нагнета тельного клапана находится в верхней части плунжера. На дан ном рисунке показано нижнее положение плунжера при рабо чем ходе. Подъем на поверхность всасывающего клапана удобен
ипрост. Но наличие штока в конструкции и размещение нагне тательного клапана в верхнем торце плунжера создают большое мертвое пространство Ум в цилиндре насоса, что является при чиной плохой работы насоса даже при небольшом газосодержании в жидкости. Для устранения этого недостатка необходимо уменьшить мертвое пространство в насосе. Для этого нагнета тельный клапан переносят в нижнюю часть плунжера и приме няют специальный байонетный захват 7 и крестовину 5 для съе ма всасывающего клапана (см. рис. 2.82, б). Насос такой конст рукции имеет шифр НН2. Его преимущество — небольшое мер твое пространство Ум в цилиндре насоса, что улучшает работу насоса при наличии свободного газа в жидкости. Однако захват
иподъем на поверхность всасывающего клапана обычно трудо емкая и не всегда успешная операция, особенно в случае воз
можности отложения на деталях насоса асфальто-парафино вых и смолистых веществ.
Вставной насос (НВ) имеет следующую конструкцию (рис. 2.83). Насос 5 опускают внутрь колонны НКТ 1, в которой уста новлено седло-конус 3 для посадки вставного насоса. Конус иногда имеет захватную пружину 4. Силы трения в конусе или силы трения и пружина, упирающаяся в выступ насоса, способ