vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Если скважина начнёт переливать раньше, чем газ достигнет башмака центральной колонны НКТ, то сумма ( hпогр + ∆h) будет равна столбу жидкости от башмака НКТ до устья скважины.

Из существа протекающих процессов следует, что разница в значениях между Рпуск и Рраб может достигать очень больших значений (многие десятки атмосфер). В условиях промысла возникает большая проблема: на короткое время (часы) требуется газ очень высокого давления, а на период нормальной работы этой же скважины (сотни суток) требуется газ значительно меньшего давления. Для решения проблемы применяются различные методы снижения пускового давления. Основными из них являются:

пуск скважины в работу по центральной системе подачи газа;

продавливание жидкости в пласт путём предварительной закачки газа одновременно во все пространства скважины;

применение пусковых отверстий, которые располагаются на заранее рассчитанных расстояниях от устья между статическим уровнем жидкости и башмаком колонны НКТ;

применение пусковых клапанов, которые перекрывают пусковые отверстия во время нормальной работы скважины. Пусковые клапаны применяются только в однорядных подъёмниках.

4.2.3. Распределение рабочего агента по скважинам

При компрессорном газлифте для сжатия газа до необходимого давления применяются стационарные, а иногда передвижные компрессорные установки (компрессоры) различных типов. Для стационарных компрессоров строятся компрессорные станции.

От компрессорной станции могут прокладывать один или два газопровода. Если два газопровода, то один (меньшего диаметра) для высокого давления, другой

– для нормального (рабочего) давления. Далее газ следует через газораспределительный пункт, включающий газораспределительные батареи, управляющие, контрольно-измерительные и регистрирующие устройства. Одна газораспределительнаябатарея может обслуживать до 14скважин.

Для предотвращения образования гидратов газ желательно подогревать нагревателями какой-либо конструкции.

4.3. Эксплуатация нефтяных скважин установками ШСН

Штанговыми скважинными насосами (ШСН) можно добывать нефть из одного или двух пластов одновременно глубиной до 3500м с дебитом жидкости

84

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки. Однако рациональная область применения установок штанговых скважинных насосов ограничена подачей до 120м3/сут. и глубинами подвесок до 1800м. Примерно 40% добывающих скважин в России оборудована установками ШСН.

4.3.1. Схема и принцип работы установки штангового скважинного насоса

Установка ШСН для эксплуатации одного пласта состоит из:

1)скважинного насоса, который спускается в скважину под динамический уровень жидкости на НКТ и штангах;

2)индивидуального привода (станок-качалка, электродвигатель);

3)устьевого оборудования (тройник с сальником, планшайба).

Верхняя штанга, называемая полированным (устьевым) штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы. Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки. Вращательное движение, получаемое от электрического двигателя, при помощи клиноремённой передачи, редуктора, кривошипно-шатунного механизма редуцируется и преобразуется в возвратнопоступательное движение балансира, которое передаётся плунжеру насоса через колонну штанг.

Схема скважинного оборудования установки ШСН представлена на рисунке 4.14. При ходе плунжера вверх под ним снижается давление и всасывающий (нижний) клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный (верхний) клапан насоса закрыт под давлением столба находящейся над ним продукции.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается. Жидкость из цилиндра переходит в насосно-компрессорные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

4.3.2. Производительность установки штангового скважинного насоса

Теоретическая подача плунжерного насоса за один двойной ход равна объёму, описываемому плунжером в цилиндре при ходе вверх:

V = Fпл Sпл ,

где Fпл – площадь сечения плунжера, м2;

Sпл – длина хода плунжера, м.

85

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 4.14 – Схема скважины со штанговым скважинным насосом:

1 – насос; 2 – обсадная эксплуатационная колонна; 3 – динамический уровень жидкости в затрубном пространстве; 4 – колонна НКТ; 5 – колонна штанг; 6 – устьевое оборудование; 7 – обратный клапан на устье; 8 – полированный шток

Минутная подача насоса определяется как произведение подачи насоса за один двойной ход на число двойных ходов плунжера n в минуту:

Qмин = Fпл Sпл n .

Суточная теоретическая подача насоса:

Qтеор =1440 Fпл Sпл n .

На практике для удобства обычно пользуются условной теоретической производительностью установки, вычисляемой по длине хода полированного штока, замеряемой на поверхности. Тогда условная теоретическая

86

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фактическая производительность установки штангового насоса обычно меньше теоретической. Отношение фактической производительности к условной теоретической производительности называется коэффициентом

где α – коэффициент подачи установки штангового насоса.

Из формулы (4.3) видно, что производительность установки ШСН зависит от длины хода и числа ходов полированного штока в минуту, от диаметра плунжера и коэффициента подачи. На коэффициент подачи установки штангового насоса влияют следующие основные факторы:

 коэффициент наполнения насоса, который равен отношению фактически поступающего в цилиндр насоса объёма жидкости к объёму, освобождаемому плунжером в насосе при ходе его вверх (αнап). Формула для определения αнап имеет вид:

отношение объёма вредного пространства (объём между всасывающим и нагнетательным клапанами при нижнем положении плунжера) насоса к объёму, освобождаемому плунжером в цилиндре насоса при ходе его вверх;

деформация насосных штанг и НКТ (αдеф), определяемая по закону Гука;

усадка жидкости (αус) – обратная величина объёмного коэффициента жидкости;

утечки жидкости в клапанах, в зазоре между плунжером и цилиндром,

вколонне НКТ (αут).

Таким образом, коэффициент подачи установки ШСН будет определяться следующим произведением:

4.3.3. Штанговые скважинные насосы

Насосы по своей конструкции и по способу установки делятся на две основные группы: невставные (трубные) и вставные.

Невставные насосы характерны тем, что основные их узлы в скважину спускают раздельно: цилиндр насоса спускается на НКТ, а плунжер в сборе с

87

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

всасывающим и нагнетательным клапанами – на штангах. Поднимают невставной насос из скважины также в два приёма: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем НКТ с цилиндром. Эти насосы имеют простую конструкцию, и их применяют в скважинах для подъёма больших объёмов жидкости с относительно небольших глубин. Их применение также целесообразно в скважинах с большим межремонтным периодом, так как для смены или ремонта цилиндра насоса необходимо поднимать всю колонну НКТ.

Схемы невставных насосов различаются конструкцией устройств для извлечения всасывающего клапана, числом клапанов и способом уплотнения зазора между плунжером и цилиндром.

Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр насоса вместе с плунжером) на штангах и извлекают его на поверхность также в собранном виде. Спущенный в собранном виде вставной насос закрепляется в скважине при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на НКТ. Вставные насосы более рационально применять в глубоких скважинах.

Схемы вставных насосов отличаются местом расположения замка для крепления насоса и типом подвижного узла – цилиндра или плунжера.

На рисунке 4.15 представлены схемы штанговых насосов.

Стандарты. В нашей стране штанговые насосы выпускаются по двум стандартам: ОСТ 26–16–06–86 (АО «Эдкамнефтемаш», г. Пермь) и стандарт Американского нефтяного института АНИ11АХ (АО «Ижнефтемаш», г. Ижевск).

Согласно стандартам штанговые насосы предназначены для откачки пластовой жидкости обводнённостью до 99%, температурой не более 130°С, с содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л, динамической вязкостью до 0,3Па с, содержанием твёрдых механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приёме насоса не более 25%.

Стандарт предусматривает выпуск насосов условным диаметром 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102 мм.

По отраслевому стандарту изготавливаются скважинные насосы следующих типов:

НВ1 – вставные с замком наверху; НВ2 – вставные с замком внизу; НН – невставные без ловителя;

НН1 – невставные с захватным штоком; НН2 – невставные с ловителем.

88

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 4.15 – Схемы штанговых насосов:

а– вставной насос с опорой и замком наверху: б – невставной насос

сзахватным штоком; в – невставной насос с ловителем:

1– шток, 2 – НКТ, 3 – посадочный конус, 4 – замковая опора, 5 – цилиндр, 6 – плунжер, 7 – направляющая труба; 1 – нагнетательные клапаны, 2 – цилиндры, 3 – плунжеры,

4– патрубки-удлинители, 5 – всасывающие клапаны, 6 – седла конусов, 7 – захватный шток, 8 – второй нагнетательный клапан, 9 – ловитель, 10 – наконечник для захвата клапана

Шифр штанговых насосов по ОСТ 26–16–06–86 включает следующие параметры:

Х1Х2Х3 – Х4 – Х5 – Х6 – Х7Х8,

где Х1 – тип насоса; Х2 – исполнение насоса по конструкции цилиндра:

Б– безвтулочный, толстостенный цельный цилиндр;

С– втулочный, составной цилиндр;

Х3 – исполнение насоса по конструктивным его особенностям:

89

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Т – насос с полым штоком, обеспечивающим подъем жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А – насос с автосцепом колонны штанг с плунжером (только для насосов типа НН);

Д1 – одноступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие создание гидравлического тяжёлого низа;

Д2 – двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости (насосы, кроме Д1 и Д2 – одноступенчатые, одноплунжерные);

Х4 – условный диаметр насоса, мм; Х5 – максимальный ход плунжера (мм), уменьшенный в сто раз;

Х6 – напор в метрах водяного столба, уменьшенный в сто раз; Х7 – группа посадки плунжера в цилиндре (таблица 4.3);

Таблица 4.3 – Размеры зазора между плунжером и цилиндром насоса

Х8 – исполнение насоса по стойкости к среде:

без обозначения – стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л (нормальное исполнение);

И – стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л (износостойкое исполнение).

Обозначение штангового насоса по стандарту АНИ11АХ включает следующее:

Х1 – Х2 – Х3Х4Х5Х6 – Х7 – Х8,

где Х1 – условное обозначения оптимального диаметра НКТ:

90