Файл: 1. 1 Территориальное расположение Капитоновского месторождения 3.docx

2.2 Технология добычи нефти УШГН, краткая характеристика оборудования

Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок (УШГН). Насосы спускают на глубину от нескольких со­тен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м). В скважине, оборудован­ной УШГН, подача жидкости осущест­вляется глубинным плунжерным на­сосом, который приводится в действие с помощью специ­ального привода станка-качалки (СК) посредством ко­лонны штанг.

Оборудование УШГН включает:

Наземное оборудование:

• 
  Оборудование устья;
  
• 
  Станок-качалка.
  
• 
  Подземное оборудование:
  
• 
  НКТ;
  
• 
  Насосные штанги;
  
• 
  Штанговый скважинный насос;
  
• 
  Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.).
  

Принцип работы УШГН

Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение. Крившипно - шатунный механизм в целом преобразо­вывает в возвратно-поступательное движение балан­сира, который враща­ется на опорной оси, укреплённой на стойке. Ба­лансир сообщает воз­вратно-поступательное движение канатной под­веске, штангам и плунжеру. При ходе плунжера вверх нагнетатель­ный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, на­ходящиеся под 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 однородного действия, а в це­лом комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

В скважине, оборудованной УШГН, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насо­сом, который приводится в действие с помо­щью специального привода СК посредством колонны штанг.

СК преобразует вращательное движение электродвигателя в воз­вратно-поступательное движение подвески штанг.
Рисунок 2.7 – Технологическая схема УШГН

---

1-фильтр; 2-скважинный насос; 3-НКТ; 4-насосные штанги; 5-тройник; 6-устьевой сальник; 7-сальниковый шток; 8-стойка СК; 9-траверсы канатной подвески; 10-головка балансира; 11-фундамент; 12-канатная подвеска; 13-балансир; 14-шатун; 15-кривошип; 16-редуктор; 17-ведомый шкив; 18-клиноременная передача; 19-электродвигатель; 20-противовес; 21-рама; 22-ручной тормоз; 23-салазка электродвигателя.




Краткая характеристика оборудования УШГН

1. Насосы

2. Насосные штанги

Скважинные штанговые насосы (ОСТ 26-26-06-86) являются надеж­ным и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных сква­жин, широко применяемых для отбора пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).

Штанговые глубинные насосы (ШГН), применяются в скважинах:

• 
  с дебитом от 5 до 150 м³/сут.;
  
• 
  с глубиной спуска насоса до 2000м. и более;
  
• 
  с кривизной ствола скважины до 8-10 (максимальное отклоне­ние от вертикали) при больших отклонениях по кривизне должны приме­няться специальные за­щитные приспособления для штанг и насоса;
  
• 
  с газовым фактором до 150 м³/м³, при высоких газовых факто­рах применяются якоря (газосепара­торы);
  
• 
  с содержанием механических примесей в добываемой жидкости до 100мг/л (насосы обычного исполнения) и до 1000мг/л (насосы специ­ального ис­полнения).
  

Насосы разделяются на невставные (трубные) и вставные.

Невставные насосы.

Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диа­метра плунжера (примерно на 6 мм). Применение НСН целесообразно в скважи­нах с большим дебитом, не­большой глубиной спуска и большим межре­монтным периодом.




а - невставной насос с штоком типа НН-1; б - не­вставной насос с ло­вите­лем типа НН-2: 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; в - вставной насос типа НВ-1: 1 – штанга; 2 – НКТ; 3 - посадочный ко­нус; 4 - замковая опора; 5 – цилиндр; 6 – плун­жер; 7 - направляющая трубка.

Рисунок 2.8 – Сборочный чертёж невставного насоса
Вставные насосы.

Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса.

В НН-1(рис 2.3, а) всасывающий клапан 5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме штанг, следовательно, и плунжера сразу извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для замены или ремонта

клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб перед их подъемом.

В насосах НН-2 (рис 2.3, б) - два нагнетательных клапана. Это суще­ственно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости.

Вставные насосы НВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера.

Насосные штанги.

Для передачи возвратно – поступательного движения от привода к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединенных муфтами.

Насосные штанги представляют собой стержни круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба.

Штанги выпускаются диаметрами 16, 19, 22, 26, а допускаемое напря­жение для наиболее широко распространенных марок сталей составляет 70…130 МПа.

---

2.3 Осложнения при эксплуатации скважин, оборудованных УШГН

При эксплуатации скважин возможны осложнение работы глубинного оборудования, которые ведут к снижению подачи насоса и, при не устра­нении осложнения, к срыву подачи и выводу из строя насоса.

На Самотлорском месторождении встречаются следующие виды ос­ложнения:

Отложение парафина.

Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенке труб увеличивается от нуля на глубине 900-300м, до максимума на глубине 200-50м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к снижению де­бита.

Отложения солей.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокраще­нию межремонтных периодов работы скважин; в некоторых случаях они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.

Влияние газа на работу насоса.

Нормальная работа глубинного насоса осложняется, если из пласта в скважину вместе с нефтью поступает газ (в свободном или растворенном состоянии). Это приводит к снижению дебита вплоть до срыва подачи на­соса.

Вынос механических примесей.

Вынос песка из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при опреде­ленной скорости фильтрации (или перепаде давления). Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу породы, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая снижает текущий дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного обо­рудования.

Искривление скважины.

Основным осложнением, встречающимся при эксплуатации глубин­нонасосным способом наклонных и искривленных скважин, является не­равномерный износ опор насоса и двигателя, низкий МРП, низкий коэф­фициент эксплуатации для УШГН.

Агрессивная среда.

Эксплуатация насосов в этих скважинах приводит к полному разру­шению рабочих органов, образованию сквозных отверстий в корпусе на­соса. Эта коррозия связанна с присутствием сероводорода в добывающей жидкости. Средняя наработка по скважинам с сероводородом составляет 150сут.

---

Выводы:

Сочетание целой группы негативных факторов, как неудовлетвори­тельное состояние отборов жидкости, бездействие пробуренного фонда (по добывающим скважинам - 41%, по нагнетательным скважинам - 63%), привели к разбалансировке проектной системы разработки.

В связи с этим необходимо принять комплекс мер, направленных на стабилизацию добычи нефти, таких как, увеличение темпов отбора. Необ­ходимо снизить простаивающий фонд скважин и провести оптимизацию насосного фонда скважин.

2.4 Причины и условия образования АСПО

Известны две стадии образования и роста АСПО.

Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью по­верхности.

На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином по­верхность более крупных кристаллов.

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

• 
  снижение давления на забое скважины и связанное с этим наруше­ние гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
  
• 
  интенсивное газовыделение;
  
• 
  уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
  
• 
  изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдель­ных ее компонентов;
  
• 
  состав углеводородов в каждой фазе смеси;
  
• 
  соотношение объема фаз;
  
• 
  состояние поверхности труб.
  

Влияние давления на забое и в стволе скважины.

В случае, когда забой­ное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличи­вается объем газо­вой фазы, а жидкая фаза становится нестабиль­ной. Это приводит к выделе­нию из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпа­дение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса мо­жет быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может при­вести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуа­тационной колонны.

Образование АСПО при обводнённости.

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, де­биты которых меньше 20 т/сут., причем преобладают дебиты до 5 т/сут по жидкости. Кри­тическим дебитом,

---