Файл: национальный исследовательский томский политехнический университет оператор по исследованию скважин.pdf

54
Станок-качалка преобразует вращение вала электродвигателя в возвратно – поступательное движение, передаваемое колонне штанг че- рез гибкую подвеску и полированный шток.
Продукция скважины (нефть, вода) подается на поверхность по на- сосно-компрессорным трубам, обсадной колонне либо по полым штан- гам. ШГН (рис. 3.8) состоит из длинного (2–4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце неподвижного цилиндра 1 укреплен не- подвижный всасывающий клапан 2, открывающийся при ходе вверх.
Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень- плунжер 3, выполненный в виде длинной (1,0–1,5 м) гладкой трубы, имеющей нагнетательный клапан 4, открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах.
Рис. 3.8. Принципиальная схема плунжерного насоса
При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий кла- пан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутрен- нюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнета- тельный клапан. Плунжер с открытым клапаном погружается в жид- кость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превра- щается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине его хода (0,6–6,0 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и поступает в нефтесборную сеть.
СШНУ обеспечивают откачку из скважин жидкости со следующи- ми характеристиками:
• обводненность до 99 %;
• вязкость до 100 мПа·с;
4 3
1 2

55
• содержание твердых механических примесей до 0,5 %;
• содержание свободного газа на приеме до 25 %;
• объемное содержание сероводорода до 0,1 %;
• минерализация воды до 10 г/л и температура до 130 °С.
Эксплуатация скважин с помощью СШНУ в осложненных условиях [13]
Большое газосодержание на приеме насоса
Методы снижения вредного влияния свободного газа:
• снижение доли объема мертвого пространства в цилиндре за счет увеличения длины хода плунжера;
• снижение коэффициента мертвого пространства за счет исполь- зования насосов с двумя нагнетательными клапанами;
• увеличение давления на приеме насоса за счет его большего по- гружения под динамический уровень;
• увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема на- соса.
Работа газовых сепараторов для СШНУ основана на принципе гра- витационного разделения фаз. Устанавливаются, как правило, ниже вса- сывающего клапана насосов. С их помощью удается увеличить долю га- за, уходящего через затрубное пространство, и уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.
Большое содержание механических примесей в откачиваемой жидкости
Вредные последствия влияния механических примесей на погруж- ное оборудование и забой скважин:
• износ пары трения цилиндр–плунжер;
• износ клапанов;
• заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг;
• осаждение песка на забое скважин, образование песчаных про- бок и снижение продуктивности.
Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры (крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду; применение песочных якорей). При использовании пе- сочных якорей вероятность образования песчаных пробок на забое скважин существенно понижается. По принципу действия песочные якори относятся к классу гравитационных сепараторов. Оседающий пе-

56 сок накапливается в корпусе-накопителе якоря, который очищается на поверхности после подъема при подземном ремонте скважины.
Отложение парафина в НКТ и на насосных штангах
Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различ- ными методами (периодическая тепловая обработка скважины; закачка в затрубное пространство различных растворителей; применение по- крытия труб из эмали или эпоксидных смол; использование пластинча- тых скребков, устанавливаемых на колонне штанг, которая поворачива- ется с помощью штанговращателей от привода на устье скважины).
Отложение минеральных солей в узлах насоса и в НКТ
Устраняются периодической закачкой в пласт растворов различных кислот; вводом растворителей солевых отложений; периодической про- мывкой скважины и насосного оборудования через межтрубное про- странство растворителями.
Сильное искривление скважин
Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговра- щатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами- вставками, снабженными роликами и центраторами, которые могут пе- рекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкос- новения тела штанги или муфты с трубой.
Преимущества способа эксплуатации скважин с помощью СШНУ:
• невысокая стоимость оборудования;
• малая стоимость обслуживания;
• простота в управлении и обслуживании;
• возможность управления откачкой;
• возможность отделения песка и примесей;
• возможность эксплуатации при высоких температурах.
Недостатки способа эксплуатации скважин с помощью СШНУ:
• ограниченная производительность;
• чувствительность к свободному газу;
• вероятность утечек и разливов на устье;
• ограничение добычи по глубине;
• ограничения эксплуатации в скважинах с искривленными стволами;
• низкая коррозионная стойкость.

57 3.6. Эксплуатация скважин с помощью установок струйных насосов
Одним из новых и перспективных для нефтяной промышленности видов добывающего оборудования являются установки струйных насо- сов (УСН).
УСН предназначены для механизированной эксплуатации высоко- дебитных (более 100 м
3
/сут) скважин малой и средней глубины.
По производительности УСН может конкурировать с УЭЦН и непре- рывным газлифтом при меньших габаритных размерах, малой массе и отсутствии подвижных частей [19]. Струйный аппарат (СА) состоит из канала подвода, активного сопла камеры смешивания и диффузора
(рис. 3.9).
Рис. 3.9. Принципиальная схема струйного аппарата
Строго говоря, струйный скважинный подъемник не является насо- сом в обычном понимании этого слова, т. к. он не создает избыточного напора на выходе. В нем происходит двойное преобразование гидрав- лической энергии. Принцип работы струйного подъемника основан на законах сохранения массы и энергии (уравнение Бернулли), которые ут- верждают:
• если в каком-либо сечении потока уменьшается кинетическая энергия, то потенциальная энергия в этом сечении возрастает, и наоборот;
• при увеличении скорости движения жидкости уменьшается дав- ление, и наоборот;
• в сечениях потока реальной жидкости по направлению движения полная энергия всегда уменьшается, так как имеют место потери энер- гии на преодоление гидравлических сопротивлений;
• чем больше соотношение между площадью выходного сечения диффузора и площадью сечения активного сопла, тем выше производи- тельность струйного насоса.

58 2
2 1
2 1
1 2
2 2
,
2 2
u u
gz p
gz p
gh
ρ
ρ
ρ
ρ
ρ
+
+
=
+
+
+
(3.6) где ρgz
1,2
– весовые давления в сечениях 1-1 и 2-2; p
1,2
– статические давления в сечениях 1-1 и 2-2;
2 1,2 2
u
ρ
– динамические давления в сечени- ях 1-1 и 2-2; ρgh
2
– гидростатическое давление в сечении 2-2.
Принцип действия СН
Рабочий агент (РА) (рис. 3.10), обладающий значительной потен- циальной энергией, проходит через канал 1 и подводится к активному соплу 2, в котором происходит преобразование части потенциальной энергии в кинетическую.
Рис. 3.10. Схема действия СН
Струя РА, вытекающая из сопла, понижает давление в камере сме- шения 3, вследствие чего часть инжектируемой жидкости (ИЖ) подме- шивается к РА, выравнивая их скорости и давления. Смешанный поток поступает в диффузор 4. Здесь за счет расширения происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потен- циальной энергии. На выходе смешанный поток должен обладать по-
РА
1 2
3 4
ИЖ

59 тенциальной энергией (давлением), достаточной для подъема его на по- верхность (преодоления гидростатического давления). Чем больше со- отношение между площадью сечения горловины диффузора и площа- дью сечения активного сопла, тем выше производительность скважин- ного подъемника.
Погружная насосно-эжекторная установка «Тандем»
Установка применяется при высоком газовом факторе, высоком давлении насыщения, низкой обводненности продукции скважин [20].
СН монтируется в напорной колонне между модулем-головкой ЭЦН и обратным клапаном. Основными преимуществами технологии являются эффективное использование энергии отсепарированного на входе ЭЦН свободного газа для подъема жидкости. Кроме того, в предложенном решении величина полезного расхода продукции, подаваемой на по- верхность, включает в себя подачу как эжектируемой, так и рабочей среды, что существенно увеличивает КПД установки.
Эжектируемой средой для СН является продукция скважины из за- трубного пространства, где происходит скопление нефтегазовой шапки с плотностью на порядок ниже, чем плотность добываемой продукции.
В результате снижается обводненность продукции и, как следствие, увеличивается дебит нефти.
Преимущества способа эксплуатации скважин с применением УСН:
• простота конструкции и надежность (отсутствие подвижных де- талей);
• высокая производительность при малой длине компоновки СН;
• возможность добычи больших объемов нефти с больших глубин;
• возможность добычи тяжелых и вязких флюидов за счет смеши- вания их с легкой жидкостью;
• способность работать в очень сложных условиях (при высоком содержании в откачиваемой жидкости механических примесей, свобод- ного газа; при повышенных температурах и агрессивности эжектируе- мой продукции).
Недостатки способа эксплуатации скважин с применением УСН:
• чувствительность к механическим примесям в рабочей жидкости;
• в скважине должна быть эксплуатационная колонна с достаточ- ным внутренним диаметром, чтобы избежать чрезмерных потерь давле- ния на трение потока;
• испытание скважины может быть затруднено вследствие нали- чия рабочей жидкости в добываемом потоке.

60 3.7. Эксплуатация скважин с помощью установок электровинтовых насосов
Скважинная винтовая насосная установка
Более половины запасов нефти в России относятся к трудноизвле- каемым, причем значительную долю составляют высоковязкие нефти
(более 30 мПа·с). При разработке и эксплуатации таких месторождений применение традиционных средств добычи нефти малоэффективно. Ус- тановки электровинтовых насосов (УЭВН) являются одним из наиболее эффективных средств добычи высоковязкой нефти. C повышением вяз- кости до определенных пределов (200 мПа·с) параметры насоса остают- ся неизменными [14].
Скважинная винтовая насосная установка – это полостной насос объемного действия с электродвигателем и системой токоподвода. Ус- тановки погружных винтовых насосов предназначены для перекачива- ния пластовой жидкости повышенной вязкости (тяжелая нефть, битум) из нефтяных скважин. Пригодны также для добычи флюидов с высоким содержанием твердой фазы, средне- и малосернистой нефти. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи. КПД насоса достигает 0,75.
Компоновка винтовой насосной установки представлена на рис. 3.11.
Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) являет- ся червячный винт (ротор), вращающийся в резинометаллической обойме специального профиля (статор). В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта.
ПВН – несложное техническое устройство с небольшим числом де- талей. Имеет высокую надежность и достаточно большой межремонт- ный период. Наиболее слабым местом в винтовых насосах является ре- зиновая обойма, которая при недостатке смазки быстро выходит из строя. Винтовые насосы на вязкой жидкости работают лучше, чем на обводненной продукции скважин. Глубина подвески ПВН и параметры его работы определяются так же, как для ЭЦН.

61
Рис. 3.11. Принципиальная схема УЭВН СН
Перспективный привод для ПВН
УЭВН с нижним приводом (тихоходный ПЭД) предназначены для эксплуатации глубоких скважин и скважин средней глубины с резким искривлением ствола, эксплуатации горизонтальных скважин [14].
Применение погружной установки на основе винтового насоса с нижним приводом:
• позволяет добывать тяжелые нефти, в том числе из малодебит- ных скважин;
• минимизирует затраты на монтаж (отсутствие конструкций под наземный привод, отсутствие штанг, центраторов, редуктора);
• минимизирует обслуживание при эксплуатации.
1 2
3 4
5 6
7 8
9 10 1 – электродвигатель;
2 – модульная вставка;
3 – вращатель;
4 – превентор-тройник;
5 – колонная головка;
6 – насосно-компрессорные трубы;
7 – штанговая вращательная колонна;
8 – ротор винтового насоса;
9 – статор винтового насоса;
10 – клапанный узел

62
Принцип действия полостного насоса
По принципу действия винтовой насос является объемным. Ротор и его обойма (статор) образуют по всей длине ряд последовательных замкнутых полостей (гребень спирали винта по всей длине находится в непрерывном контакте с обоймой).
По способу сообщения энергии жидкости винтовой насос является ротационным. При вращении полости передвигаются от приема насоса к его выходу. В объемном насосе рабочий процесс основан на вытесне- нии жидкости из рабочей камеры, герметично отделенной от полости всасывания и нагнетания. Обеспечение режима жидкостного трения между ротором и статором является необходимым и достаточным усло- вием надежности работы насоса.
Ротор вращается в статоре эксцентрично (рис. 3.12), движение включает две составляющие:
• вращение ротора вокруг собственной оси;
• вращение ротора вокруг оси статора.
Рис. 3.12. Кинематическая схема движения винта в обойме статора
Расход (подача) насоса является функцией диаметра ротора, экс- центриситета, длины шага насоса и частоты вращения. При вращении ротора рабочие камеры «перемещаются» с одного конца на другой. Ка- ждый полный оборот ротора приводит к перекачиванию объема флюида двух камер. Создаваемое насосом давление (напор) определяется коли- чеством шагов статора.