Файл: 1 Область применения штанговых скважинных насосных установок 5.docx

По своему конструктивному исполнению все штанговые скважинные насосы могут быть подразделены на две большие группы: невставные скважинные насосы и вставные скважинные насосы.

2.1 Насосы скважинные невставные

Невставные скважинные насосы (НСН) спускаются в скважину раздельно. На насосно-компрессорных трубах спускается цилиндр, т.е. корпус насоса является как бы продолжением колонны НКТ. Плунжер насоса спускается на колонне штанг. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим диаметром, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

2.2 Насосы скважинные вставные

Вставными называются насосы, которые в собранном виде спускаются в скважину на насосных штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса с целью ремонта или замены достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми поднимается и весь насос. Это является основным преимуществом вставных насосов перед невставными, поэтому глубина их спуска может быть значительно выше, чем у невставных насосов. В то же время, при одном и том же диаметре НКТ подача у вставных насосов всегда меньше, чем у невставных, так как диаметр вставного насоса меньше, чем диаметр невставного насоса. Это приводит к уменьшению производительности насоса.

3 Новые технологические и технические решения при добыче нефти в осложненных условиях с применением ШСНУ

К нормальным условиям относятся практически вертикальные скважины с небольшим газовым фактором и без заметного вредного воздействия газа на работу погружных насосов любых типов, без пескопроявлений, дающие нефть средней вязкости, без активной коррозии подземного оборудования, без существенных отложений неорганических солей и парафина.

При наличии же одного или нескольких из перечисленных факторов, усложняющих эксплуатацию, скважина переходит в другую, соответствующую усложненному фактору категорию: в наклонно направленные (горизонтальные), пескопроявляющие, с газопроявлениями, склонные к солеотложениям и т.д.

Наиболее значащими и усложняющими эксплуатацию ШСНУ факторами являются: большая кривизна ствола скважины, высокая вязкость откачиваемой жидкости (нефтегазоводяной смеси), наличие песка, образование отложений неорганических солей и парафина, вредное влияние попутного газа на работу штангового глубинного насоса.

В целях сохранения земельных и лесных угодий, а также из-за заболоченного и высокого уровня вод в период паводка и ряда других причин, затрудняющих эксплуатацию скважин, часто добывающие скважины располагают кустовым способом. В некоторых нефтедобывающих районах фонд наклонно направленных скважин составляет около 90 %. При этом обеспечиваются не только благоприятные условия обслуживания скважин, но и существенно снижаются затраты на разбуривание и сооружение промысловых коммуникаций. Однако эксплуатация наклонных скважин сопряжена с рядом осложнений, одними из которых являются высокая вязкость нефти ряда и образование высоковязких водонефтяных эмульсий.

К высоко вязким нефтям согласно относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает 30 мПа·с. Отмечается, что за пределами этой вязкости происходят осложнения при добыче нефти. Высоковязкие нефти подразделены на три группы. Первую группу составляют нефти вязкостью 30-100 мПа·с, вторую – 100-500 мПа·с и третью – свыше 500 мПа·с. Нефти ряда месторождений характеризуются достаточно высокой вязкостью или добыча нефти сопровождается образованием высоковязких эмульсий.

В настоящее время проблему подъема высоковязкой жидкости с помощью ШСНУ решают несколькими путями. Один из них – снижение вязкости жидкости в пласте, эксплуатационной колонне или в насосно-компрессорных трубах. Применяемые способы различны по техническому оформлению и могут быть разделены на две группы: подача в скважину химических реагентов – деэмульгаторов и растворителей и нагрев жидкости перед входом в насос.

Теоретические и практические аспекты применения деэмульгаторов рассмотрены в работах ряда авторов. Подача деэмульгаторов в скважину применяется довольно эффективно в практике добычи нефти. Так, некоторые предприятия с положительным эффектом испытали способы подачи химреагентов как в затрубное пространство скважины, так и непосредственно на прием штангового насоса. Для этой цели сконструирована целая серия дозаторов. Авторы указывают, что наиболее эффективной является подача химреагента непосредственно на прием штангового насоса.

Получили распространение способы, состоящие в механическом воздействии на структуру жидкости или нефти с целью ее разрушения. Во ВНИИнефти для этой цели использован «Шнек», монтируемый в хвостовике перед приемом глубинного штангового насоса. По данным авторов, применение этого устройства позволило увеличить производительность штангового насоса на 20 %.

Скважинные нагреватели применяли давно. Промышленность освоила специальный комплекс оборудования для прогрева скважин 1УС-1500. Основным узлом комплекса является электронагреватель ТЭН - трехфазная печь сопротивления, состоящая из U-образных или прямых трубчатых нагревательных элементов и опускаемая в освобожденную от оборудования скважину на кабель-канате, где и выдерживается в течение определенного времени. Мощность нагревателя до 88 кВт, температура нагрева до 125 °С.

Разработан нагреватель для спуска в затрубное пространство диаметром 20 мм, мощностью 9,45 кВт, температурой нагрева до 125 °С и допустимым рабочим давлением среды 15 МПа.

Разработана серия скважинных электронагревателей индукционного типа, которые могут монтироваться на приеме или выкиде насоса и работать одновременно с ним.

Анализ отечественной и зарубежной техники и технологии для добычи вязких нефтей и водонефтяных эмульсий позволяет констатировать следующее.

Вязкие нефти и водонефтяные эмульсии многих нефтяных месторождений относятся к неньютоновским жидкостям, эффективная вязкость которых зависит от обводненности откачиваемой жидкости и режима их движения в трубах.

4 Особенности эксплуатации ШСНУ при откачке продукции с повышенным содержанием газа

Чем больше газа, тем меньше производительность. Влияет на коэффициент наполнения насоса:

, (1)

где

– объем жидкости, поступившей в цилиндр насоса из скважины при такте всасывания;

– объем, описываемый плунжером между нижней и верхней мертвыми точками (объем между всасывающим и нагнетательным клапанами, когда плунжер находится в нижней мертвой точке).

При работе насоса в конце хода вверх весь объем газа скапливается в верхней части цилиндра насоса. С началом движения штанг вниз, вместо передачи нагрузки колонны штанг на НКТ, плунжер совершает свободный ход до момента касания с жидкостью. Длина свободного хода прямо пропорциональна потери напора по жидкости.

Дополнительно при контакте плунжера с жидкостью происходит гидравлический удар, следствием которого являются гидравлические нагрузки.
Увеличение плотности жидкости, следовательно, увеличение вязкости, следовательно, увеличение затрат энергии на подъем более тяжелой жидкости. Разнонаправленное движение фаз (разная плотность компонентов продукции). Следствие – снижение КПД.
Резкая интенсификация других осложнений (АСПО, соли, гидраты). В процессе разгазирования на выделение газа затрачивается большое количество энергии (Эф. Дж-Томпсона) и это сопровождается снижением температуры всей системы, следовательно, выпадение солей, адсорбция на их поверхности АСПО и гидратов.
Интенсивное движение газа в стволе приводит к интенсивному перемешиванию жидкости и, как следствие, образование стойких эмульсий.

Борьба с вредным влиянием свободного газа:

Отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его.
Увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество газа на приеме насоса.
Использование насосов специальной конструкции (2 нагнетательных клапана).
Правильная посадка плунжера в цилиндре насоса.
Увеличение длины хода плунжера, при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером.
Увеличение коэффициента сепарации газа на приеме насоса при помощи газовых якорей и газовых сепараторов, устанавливаемых ниже всасывающего клапана.

Заключение

ШСНУ предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99 %, температурой не более 130 °С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

С точки зрения экономических возможностей ШСНУ могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5 до 50 м³/сут. В области подач от 1 до 40 м³/сут ШСНУ имеет более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 35 м³/сут, может достигать максимального значения.

Таким образом, ШСНУ хорошо приспособлена для работы в условиях малого и среднего дебита нефти.

Независимо от конструкций основных узлов, для всех ШСНУ характерны следующие особенности:

значительное удаление гидравлической части насоса от механической, т.е. плунжера с цилиндром от кривошипно-шатунного механизма;
вертикальное расположение основных элементов установки;
малый поперечный размер деталей, входящих в гидравлическую часть установки.

В главе 4 рассмотрены особенности эксплуатации ШСНУ при откачке продукции с повышенным содержанием газа, описаны методы борьбы с вредным влиянием свободного газа.

Список используемой литературы

Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М: Наука,2000.
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скваженные насосные установки для добычи нефти и газа. - М: Нефть и газ, 2002.
Кушенов А.У., Ермеков М.М., Ажикенов Н.С. Скваженные насосные установки. Штанговые скваженные насосные установки с механическим приводом, 2002.
Мищенко И.Т. Скваженная добыча нефти. - М: Нефть и газ, 2003.
Думлер Е. Б. Глубинные штанговые насосы (по АРI). Учебное пособие. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2007. - 248с.
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. Нефтегазопромысловое оборудование. Учебник для вузов – М. «Центр Лит Нефть Газ», 2006 -720 с.