Файл: Выбор оборудования для нефтяных скважин, оборудованных шгн.docx

3.4 Эксплуатация скважин с помощью ШГНУ, оборудование штанговой глубинной насосной установки

Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок. Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).

3.5 Эксплуатация скважин с помощью ШГНУ

Оборудование ШСНУ включает:

1.Наземное оборудование.

•Фонтанная арматура.

•Обвязка устья скважины.

•Станок-качалка.

2.Подземное оборудование.

•Насосно-компрессорные трубы.

•Насосные штанги.

•Штанговый скважинный насос.

•Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)

3.6 Выбор ШГН по производительности и глубине спуска

Выбор ШГН определяется:

• 
  выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШГН;
  
• 
  выбором глубины спуска ШГН, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг;
  
• 
  прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;
  
• 
  допускаемое приведенное напряжение в штангах_{пр доп}; МПа определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения _{пр доп} находятся в пределах 60-170 МПа.
  

Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при увеличении: типопазмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии гидратопарафиноотложений в НКТ, мехпримесей в насосе непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.

Подбор оборудования ШГН производится при каждом ремонте скважины. Подбор типоразмера ШГН рекомендуется производить по производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5м, с числом двойных ходов плунжера N=4-6 мин

---

^-1.

При выборе режима откачки ШГН предпочтение отдается максимальной длине хода при минимальном числе двойных ходов плунжера.

При эксплуатации ШГН погружение под динамический уровень (h погр) должно составлять для скважин с обводненностью более 50- 350м (из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа), для скважин с обводненностью до 50 - 430 метров (из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,5 МПа).

3.7 Рекомендуемые глубины спуска ШГН



Применение НСН-57 - ввиду не значительной допустимой глубины спуска насоса, оправдано при условии создания ограниченных значений депрессии на пласт. В остальных случаях приоритет способа эксплуатации ЭЦН.

3.8 Алгоритм выбора оборудования УШГН



Подберём оборудование для эксплуатации скважины № 1300 установкой ШГН. Определяем планируемый отбор жидкости по уравнению притока



где

К коэффициент продуктивности;

Рпл пластовое давление, МПа;

Рзаб  забойное давление, МПа;



Глубина спуска насоса определяется по формуле



где

Нф фактическая глубина, м;

Рзаб  забойное давление, МПа;

 см – плотность смеси, кг/м3 ;

g  ускорение свободного падения, м/с2 ;

Рпр.опт. – оптимальное давление на приеме насоса, МПа. Оптимальное давление на приеме насоса устанавливается опытным путем для каждого месторождения. Так, для месторождений Башкирии Рпр.опт. =2...2,5 МПа.

Плотность смеси ниже приема насоса рассчитывают по формуле



где

bн – объемный коэффициент нефти;

 в  плотность воды, кг/м3 ;

 н  плотность нефти, кг/м3 ;

 г  плотность газа, кг/м3 ;

nв  коэффициент обводненности;

G  газовый фактор, м3 /м3 ;



Объемная производительность насоса должна быть равна планируемому отбору жидкости, а с учетом коэффициента подачи (αn= 0,7) она составит

где Q – планируемый отбор жидкости, м3 /сут;

---

3.9  Принцип подбора ШГН к скважине

1) станок-качалка по ГОСТ 5866 – 76

СК3 – 1,2 – 620.

2) насоса – по диаграмме Адонина.

3) расчет колонны штанг производится по номограммам Грузинова и аналитически.

3.10 Диаграмма Адонина.

Позволяет по заданному дебиту и глубине спуска насоса определить диаметр цилиндра насоса и тип СК. Все СК делятся на 2 группы:

1) базовые модели

2) модифицированные, отличающиеся от базовых удлиненным передним плечом балансира.

На диаграммах штриховкой показаны области применения различных СК, а цифрами в кружках – размеры (диаметры) плунжера насоса, применение которого целесообразно для откачки жидкости при данных условиях. Диаграмма составлена в предположении, что давление на устье и на приеме насоса пренебрежимо малы.

3.11 Дополнительное оборудование

Для повышения надежности работы оборудования, как правило, используется дополнительное оборудование. Описание и назначение наиболее применяемого оборудования приведено ниже:

Фильтр-заглушка устанавливается на приеме штангового насоса (вворачивается в корпус приемного клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов.

Автосцеп предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, или соединения колонны штанг с вставным насосом, в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг.

Центраторы насосных штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин, оборудованных ШГН. Монтируются центраторы между штангами в местах, наиболее подверженных истиранию.

Скребки-центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно-направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками-центраторами выбирается исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками — центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода полированного штока.

Магнитный активатор предназначен для снижения интенсивности парафиноотложений и коррозии внутрискважинного оборудования. Магнитный активатор монтируется на приеме штангового насоса.

---

Сливной клапан применяется в комплекте с невставным насосом в случаях отсутствия в компоновке ловителя приемного клапана. Монтируется над всасывающим клапаном.

Песочный якорь применяется для снижения влияния ТВВ на работу насоса в высокообводненных скважинах с низким содержанием свободного газа.

Отсекатель устьевой сальниковый предназначен для отсечения возможного излива добываемой жидкости из скважин в случае обрыва полированного штока и выхода его из сальника.

Обязательными комплектациями для всех насосов является применение якорей. Выбор конструкции якоря определяется КВЧ, содержанием воды и свободного газа. Насосы типа НН обязательно комплектуются клапанным узлом, позволяющим произвести слив жидкости при подъеме НКТ.

Спуск насосов типа НВ при ревизии НКТ производится только с применением автосцепа. Перепускной клапан ШГН применяется для обеспечения циркуляции при промывке или глушении на скважинах, оборудованных ШГН. Предотвращает попадание в насос парафина при проведении АДП. Монтируется над насосом.

Фильтр пружинный предназначен для предотвращения попадания крупных частиц в насос. Устанавливается ниже приема насоса. Внутри корпуса фильтра расположена пружина, зазор между витками пружины может регулироваться гайками. Шарнирная штанга применяется на скважинах, оборудованных ШГН, для предотвращения отворота колонны штанг. Устанавливается в местах, наиболее подверженных отворотам. Состоит из двух полумуфт, способных вращаться вокруг своей оси.

Штанговращатель – устройство, устанавливаемое на траверсу канатной подвески. Проворачивает колонну штанг со скребками-центраторами, улучшая степень очистки НКТ от отложений АСПО, предотвращает интенсивное истирание штанг. При каждом качании балансира трос натягивается и посредством храпового механизма поворачивает диск и, соответственно, штанги на один шаг зубчатого диска. Штанги делают один оборот за число качаний, равное количеству зубьев в диске по его периметру.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выбор модели эксплуатации для конкретной нефтяной скважины, прежде всего, зависит от предполагаемого способа её использования.

Сегодня наибольшее распространение имеют схемы, использующие фонтанный (за счёт естественной пластовой нефтяной энергии), насосный и газлифтный (за счёт энергии газа под избыточным давлением) способы, последний бывает компрессорным и бескомпрессорным.

---

Газлифтная эксплуатация нефтяной скважины имеет как преимущества, обуславливающие упрощение конструкции, обслуживания и ремонта, так и отдельные недостатки, в основном экономического характера.

Оборудование нефтяной скважины предполагает проведение комплекса бурильных, сложных и трудоёмких работ, связанных с разрушением горных пород, зачастую на значительной глубине.

Технология сборки буровых установок подразделяется на поагрегатную, мелкоблочную и крупноблочную. Правильно проведенные мероприятия обеспечивают как укрепление ствола скважины, так качественную изоляцию водоносных пластов от нефте- и газоносных.

Комплекс составляющих для бурения нефтяных скважин обеспечивает соответствующую корреляцию инженерных характеристик и эксплуатационных параметров с целью гарантирования высокого качества выполнения операций строительства скважин.

Современное оборудование для бурения нефтяных скважин слагается из комплекса бурового оборудования, буровых сооружений, оборудования для механизации сложнейших работ, оборудования для регенерации бурового раствора, манифольда (дроссельно-запорное устройство, нагнетательная линия и буровой рукав), устройства для согрева блоков буровой установки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Казиев В. Станки-качалки // Оборудование: рынок, предложение, цены. 2002. - № 3. - http://www.neftemash.rU/press/7/index.htm.

2. Калмыков О. Состояние и перспективы производства станков-качалок и скважинных штанговых насосов // Конъюнктура рынка нефтегазового оборудования. 2007. - № 9. - С. 11-13.

3. Image: Oil well scheme.svg. -http://commons.wikimedia.0rg/wiki/Image:Oilwellscheme.svg.

4. Молчанов А. Состояние и перспективы развития рынка балан-сирных станков-качалок // Конъюнктура рынка нефтегазового оборудования. 2007. - № 9(20). - С. 9-10.

5. Энынь С. Главные испытания впереди // Прогресс. 2003. -№33. - http://www.neftemash.ru/press/40/index.htm.

6. Федоров Т. Знакомьтесь: цепной привод // Нефть и жизнь. -2004. № 2 (8). - С. 24-26.

7. Уразаков К. Р. Основные направления развития техники и технологии механизированной добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 2007. -№8.-С. 126-127.

8. Абдуллин Ф. С. Добыча нефти и газа. -М.: Недра, 1983. 256 с.

9. Адонин А. Н. Добыча нефти штанговыми насосами / Под ред. В.М. Муравьева. -М.: Недра, 1979. -278 с.

10. Аливердизаде К. С. Приводы штангового глубинного насоса. -М.: Недра, 1973-192 с.

11. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003, 816 с.

---