Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Эксплуатация нефтяных скважин. Учебное пособие. Курс лекций
.pdf
61
Способ
Число
Средний д
е
бит,
Добыча, %
нефти
жид
кости
нефти
жид
кости
Фонта
н
ный 8,8 31,1 51,9 19,5 9,3 Газлифтный
4,3 35,4 154,7
11,6 14,6 УЭЦН
27,4 28,5 118,4
52,8 63,0 ШСН
59,4 3,9 11,0 16,1 13,1 Пр
очие 0,1 - - - -
8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Более половины фонда (59,4 %) действующих скважин России
(примерно 16,1 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются
ШСНУ (см. табл. 8.1).
Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до
нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от
нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на
3200–3400 м.
УШСН включает:
1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование
устья.
2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы
(НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос
(ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу
установки в осложненных условиях.
Таблица 8.1
Распределение числа скважин и добычи нефти
в зависимости от способа эксплуатации
эксплуатации
скважин,
%
т/сут
от общей
Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что
в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос,
который приводится в действие поверхностным приводом
посредством колонны штанг (рис. 8.1).
Глубинная штанговая насосная установка (рис. 8.1) состоит из
скважинного насоса 2 вставного или не вставного типов, насосных
штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на
планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6,
сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника
5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное
приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
62
Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное
движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную
подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и
откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного
прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка,
элеватора) при подземном ремонте.
Рис. 8.1. Схема установки штангового скважинного насоса
Балансир качается на поперечной оси, укрепленной
в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами
с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора.
Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться
относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное
расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для
уравновешивания станка-качалки.
63
Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный, имеет трансмиссионный вал, на одном конце
которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан.
Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойкепирамиде.
Все элементы станка-качалки: пирамида, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном
фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом
может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е.
длины хода плунжера.
Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то
изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу
электродвигателя на больший или меньший диаметр.
Промышленностью выпускается большое число станковкачалок различных типоразмеров (так называемый нормальный
ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН,
в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин,
которые приходится оборудовать штанговыми установками
(ШСНУ).
Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются
государственным стандартом.
Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2–4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра
укреплен неподвижный всасывающий клапан. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1–1,5 м) гладкообработанной трубы, имеющей
нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер
подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на
приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе
плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под
64
(
)
qSFf
qSf
=×
(
)
.
ппп
qqqSFfSfFS
=+=×-+×=×
ЧЧЧЧЧЧЧ
(8.1)
плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким
образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость.
При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением
жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную
длине хода. Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает
устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.
8.1. Подача штангового скважинного насоса
При перемещении плунжера вверх на величину его хода SП вытесняется объем жидкости:
=×-
1,п
где F – площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса);
f – площадь сечения штанг.
При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп
вытесняется дополнительный объем жидкости, равный:
2,п
За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме
подач за ход вверх и ход вниз:
12
Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача
будет равна (q·n). Умножая на число минут в сутки, получим
суточную подачу в объемных единицах:
Q=FSn6024=1440FSn,
пп
Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой
балансира, от которого плунжеру передается возвратнопоступательное движение, находится длинная колонна штанг,
которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому
движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает
с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не
равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не
поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается
измерению и известен из паспортной характеристики станкакачалки.
Поэтому в формулу (8.1) вместо Sп подставляют S, при этом
получается так называемая теоретическая подача ШСН:
65
(8.2)
h=
(8.3)
QТ= 1440∙F∙S∙n.
Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после
сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической
(за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными
проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qг
называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все
возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН.
Таким образом, коэффициент подачи:
Qд/Qт,
Для каждой конкретной скважины величина η служит
в известной мере показателем правильности выбора оборудования и
режима откачки установки. Нормальным считается, если η > 0,6 –
0,85.
На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и
переменные факторы.
К постоянным факторам можно отнести:
· влияние свободного газа в откачиваемой смеси;
· уменьшение полезного хода плунжера по сравнению
с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных
штанг и труб;
· уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка)
в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации
в сепарационных устройствах;
К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно
отнести:
· утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от
степени износа насоса и наличия абразивных примесей
в откачиваемой жидкости;
· утечки в клапанах насоса из-за их не мгновенного закрытия
и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;
· утечки через не плотности в муфтовых соединениях НКТ,
которые все время подвергаются переменным нагрузкам.
Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам,
меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным
путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и
цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь
66
η= η
1·η2·η3
η4, (8.4)
спущенного в скважину насоса, после незначительного его
снижения в начальный период в результате приработки плунжера,
затем стабилизируется и длительное время остается практически
постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате
прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора
между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и
резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения
втулок насосов, отворотов и не плотностей в муфтах.
Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса
можно представить как произведение нескольких коэффициентов,
учитывающих влияние на его подачу различных факторов:
где η1 – коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью,
учитывающий влияние свободного газа; η2 – коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 – коэффициент
утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при
работе насоса; η4 – коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении поверхностных емкостей.
Контрольные вопросы
1. Наземное и подземное оборудование скважин.
2. Принцип работы станков-качалок.
3. Принцип работы штанговых насосов.
4. Подача штанговых насосов.
5. Коэффициент подачи насоса.
67
9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ
НАСОСАМИ
Недостатками штанговых насосов является ограниченность
глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.
На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из
скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки электроцентробежных насосов (рис. 9.1,
табл. 9.1).
Электроцентробежные насосы – это малогабаритные (по диаметру) центробежные, секционные, многоступенчатые насосы с приводом
от электродвигателя. Обеспечивают подачу 10–1300 м3/сут и более,
напором 450–2000 м вод. ст. и более.
В зависимости от поперечного размера погружного агрегата,
УЭЦН делят на три условные группы: 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 93, 103, 114 мм, предназначенные для эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 114,3 мм.
Пример условного обозначения – УЭЦНМК5-50-1200, У –
установка; Э – привод от погружного электродвигателя; Ц – центробежный; Н – насос; М – модульный; К – коррозионно-стойкого
исполнения; 5 – группа насоса; 50 – подача, м3/сут; 1200 – напор, м.
Электродвигатели в установках применяются асинхронные,
3-фазные с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения
ПЭД40-103– обозначает: погружной электродвигатель, мощностью
40 кВт, диаметром 103 мм. Двигатель заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим
для охлаждения и смазки.
Для погружных электродвигателей напряжение составляет
380–2300 В, сила номинального тока 24,5–86 А при частоте 50 Гц,
частота вращения ротора 3000 мин –1, температура окружающей
среды от +50 до +90 0С.
Модуль-секция насос – центробежный многоступенчатый, секционный. Число ступеней в насосном агрегате может составлять от
220 до 400.
При откачивании пластовой жидкости, содержащей у сетки
входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется газосепаратор, который отводит
в затрубное пространство часть газа из пластовой жидкости и
улучшает работу насоса.
68
Гидравлическая характеристика погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН) дается заводом – изготовителем при работе
насоса на воде плотностью ρ = 1000 кг/м3 (количество ступеней –
100) и представляет собой зависимости (см. рис. 9.2): напора Н от
подачи Q (Н=f(Q)); коэффициента полезного действия КПД – η от Q
(η = f(Q)); мощности N от Q (на рис. не показано). При закрытой
задвижке и подаче Q = 0, насос развивает максимальный напор H
max
(кривая 1). В этом случае КПД равен нулю. Если насос работает без
подъема жидкости (Н = 0, η = 0), подача его максимальна (Q
max
).
Наиболее целесообразная область работы насоса – зона максимального КПД (кривая 2). Значение η
эксплуатации насоса, когда напор Н
достигает 0,5–0,6. Режим
max
и подачи Q
опт
соответствуют
опт
точке с максимальным КПД, называют оптимальным (точка М).
Под режимом эксплуатации насоса понимается пересечение
гидравлической характеристики насоса (кривая 1) с его «внешней
сетью», в данном случае гидродинамической характеристикой
скважины (кривая 3). Под гидродинамической характеристикой
скважины понимается совокупная характеристика работы пласта и
подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) (H=f (Q)).
Задача рационального выбора компоновки УЭЦН сводится
к подбору такого режима насоса, когда пересечение кривых 1 и 3
будет находиться в «рабочей зоне», которая лежит на кривой 1, где
ηм ³ (0,8–0,85)η
. Регулирование режима возможно как измене-
max
нием характеристики насоса (изменением числа оборотов, изменением числа ступеней и др.), так и изменением характеристики
«внешней сети» (изменением диаметра НКТ, применением штуцеров и др.).
69
Рис. 9.1. Установка погружного центробежного насоса: 1 – оборудование
устья скважин; 2 – пункт подключательный выносной; 3 – трансформаторная
комплексная подстанция; 4 – клапан спускной; 5 – клапан обратный;
6 – модуль-головка; 7 – кабель;8 – модуль-секция; 9 – модуль насосный
газосепаратор; 10 – модуль исходный; 11 – протектор; 12 – электродвигатель;
13 - система термоманометрическая
Рис. 9.2. Гидравлическая характеристика ПЭЦН
70
УЭЦНМ5
-50
50 990–1980
32–45 УЭЦНМ5
-80 80
900–1950
32–63 УЭЦНМК5
-80
УЭЦНМ5
-
125 125 745–1770
1МНГ5
УЭЦНМК5
-
125 УЭЦНМ5
-
200 200 640–1395
45–90
1МНГК5
УЭЦНМ5А
-
160
160 790–1
705 32–90 МНГА5
УЭЦНМ5А
-
250 250 795–1800
45–90
МНГА5
УЭЦНМК5
-
250 УЭЦНМ5А
-
400 400 555–1255
63–
125 МНГК5А
УЭЦНМК5А
-
400 У
ЭЦНМ6
-
250
250 920–1840
63–
125
УЭЦНМ6
-
320 320 755–1545
УЭЦНМ6
-
500 144,3
УЭЦНМ6
-
800 148,3
800 725–1100
125–250
УЭЦНМ6
-
1000
148,3
1000
615–1030
180–250
Наименование
установок
Установки электроцентробежных насосов
/сут
3
м
диаметр
Мин. (внутр.)
121,7
130,0
144,3
ной колонны
эксплуатацион-
Подача, м
Напор,
Мощность дви-
Таблица 9.1
Тип
гателя, кВт
газосепаратора
или 148,3
500 800–1425 90–180
Погружной насос, электродвигатель, гидрозащита соединяются
между собой фланцами и шпильками. Валы насоса двигателя и гидрозащита имеют на концах шлицы и соединяются между собой
шлицевыми муфтами.
Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости и смазки сальника насоса и
состоит из протектора и компенсатора.
Кабель с поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата – плоский типа (КПБП).
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]