ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 209
Скачиваний: 6
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе сплунжером) на насосных штангах и извлекают его на поверхность также в собран-ном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют припомощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважинуна трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимостизамены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхностьтолько насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно н скважине; ихизвлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что напрактике бывает редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительноменьше времени, чем невставного, кроме того, при использовании такого насосаменьше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать иподнимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса.Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение приэксплуатации глубоких скважин, в которых спуско-подъемные операции приподземном ремонте занимают много времени.
Принцип действия СШНУ
Установка работает следующим образом. Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска.
При ходе головки балансира вверх плунжер также перемещается вверх при этом нагнетательный клапан закрывается под действием веса продукции скважины, находящейся в НКТ. При снижении давления в цилиндре насоса до величины, меньшей, чем давление на приеме (давление в скважине перед всасывающим клапаном), всасывающий клапан открывается и цилиндр насоса заполняется скважинной продукцией (такт всасывания). При ходе плунжера вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, а когда давление в цилиндре насоса (под плунжером) становится большим, чем давление над плунжером, открывается нагнетательный клапан, и продукция из цилиндра через плунжер перетекает в колонну НКТ (такт нагнетания). Затем цикл повторяется.
Штанговая насосная установки ШНУ состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги и трубы.
На 01.01.2017 г. эксплуатация нефтяных скважин Арланского месторождения ведется механизированным способом: 3016 скважин эксплуатируются при помощи установок штанговых насосов (УСШН), 1092 скважин - установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), 9 скважин – установками ОРД. Разрабатываемыми объектами являются продуктивные отложения подольского и каширского горизонтов (C2ks-pd), верейского горизонта (С2vr), алексинского горизонта (C1al), тульско-бобриковско-радаевского горизонта (C1rd-bb-tl), турнейского яруса (C1t), пашийского горизонта (D2ps).
По состоянию на 01.01.2017 г. на месторождении для подъема жидкости используются установки штанговых насосов типоразмеров: НВ1Б-27 (541 скважин),НВ1Б-32 (1316 скважин), НВ1Б-38 (297 скважин), НВ1Б-44 и НН2Б-44 (652 скважин),НН2Б-57 (209 скважин), НН2Б-70 (1 скважина). Также для подъема жидкости используется установки электроцентробежных насосов: ЭЦН-18 (18 скважина), ЭЦН-30(33скважины), ЭЦН-45 (58 скважин), ЭЦН-50 (6 скважин), ЭЦН-60 (128 скважин), ЭЦН-80 (205 скважин), ЭЦН-125 (155 скважин), ЭЦН-160 (158 скважины), ЭЦН-200 (5скважина), ЭЦН-250 (173 скважин), ЭЦН-400 (71 скважин), ЭЦН-500 (82 скважин).
Эксплуатация УСШН
Отложения подольского и каширского горизонтов эксплуатируются установками СШН (684 скважины). Глубина спуска насосной установки изменяется в пределах от 592 до 1280 м при среднем значении 858 м. Динамический уровень в скважинах находится в пределах от 3 до 1100 м при среднем значении 775 м. Расчетная минимальная допустимая глубина погружения насосов под динамический уровень составляет от 50 до 260 м.
Фактическое среднее значение забойного давления составляет 1,3 МПа (Рзаб min = 0,1 МПа, Рзаб max = 10,5 МПа), что обеспечивает депрессию на пласт в пределах от 0,2 до 13,7 МПа. Отношение Рзаб/Рнас составляет в среднем 0,72. Среднее значение коэффициента подачи составляет 0,53. Скв.7392,534,6135,7549,11701,852 оборудованы пакерующим устройством.
Область применения УЭЦН.
Эксплуатация нефтяных скважин УЭЦН широко распространена на нефтяных промыслах Российской Федерации.
Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации средне- и высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 40-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.
В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. УЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины. Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.
Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению.
При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина, солей и эмульсии в подъемных трубах. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет в среднем около года. Бесштанговые насосы содержат скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пневмоприводе). Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, бесштанговые насосы имеют значительно большую мощность, чем штанговые.
Таблица 3 - Область применения УЭЦН.
| Показания | Значения |
| 1 | 2 |
| Содержание воды, % | Не более 99 |
| Содержание механических примесей: | |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| насосы обычного исполнения, г/л насосы износостойкого исполнения, г/л насосы коррозионностойкого исполнения, Н2S г/л | 0,1 0,5 1,25 |
| Температура, 0С | Не более 90 |
| Средний дебит, м3/сут | 100-500 |
| Общий дебит, м3/сут | 40-1000 |
| Напор насоса, м | 550-1800 |
Схема УЭЦН.
Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рисунке 1. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной.
УЭЦН
наземное оборудование погружное оборудование
- колонна НКТ
- бронированный трехжильный электрический кабель
- специальные зажимы (клямсы)
- сливной клапан
- обратный клапан
- центробежный насос
- протектор
- погружной электродвигатель
- компенсатор
- автотрансформатор
- станция управления
- иногда кабельный барабан
- оборудование устья скважины
Рисунок 1- Схема УЭЦН
Принцип действия установки
Ток с промысловой электросети поступает на трансформатор, где напряжение стабилизируется и далее через станцию управления по токоведущему кабелю подводится к ПЭД. Вращение вала ПЭД через шлицевую муфту передается валу ЭЦН. На валу ЭЦН насажены рабочие колеса. Жидкость пройдя через все ступени насоса выбрасывается в колонну НКТ, а далее до устьевого оборудования в выкидную линию.
На 01.01.2017 г. эксплуатация нефтяных скважин Арланского месторождения ведется механизированным способом: 3016 скважин эксплуатируются при помощи установок штанговых насосов (УСШН), 1092 скважин - установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), 9 скважин – установками ОРД. Разрабатываемыми объектами являются продуктивные отложения подольского и каширского горизонтов (C2ks-pd), верейского горизонта (С2vr), алексинского горизонта (C1al), тульско-бобриковско-радаевского горизонта (C1rd-bb-tl), турнейского яруса (C1t), пашийского горизонта (D2ps).
По состоянию на 01.01.2017 г. на месторождении для подъема жидкости используются установки штанговых насосов типоразмеров: ЭЦН-18 (18 скважина), ЭЦН-30(33скважины), ЭЦН-45 (58 скважин), ЭЦН-50 (6 скважин), ЭЦН-60 (128 скважин), ЭЦН-80 (205 скважин), ЭЦН-125 (155 скважин), ЭЦН-160 (158 скважины), ЭЦН-200 (5скважина), ЭЦН-250 (173 скважин), ЭЦН-400 (71 скважин), ЭЦН-500 (82 скважин).
2.1.2 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин.
Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим режимом нередко нарушается вследствие:
1) износа или отказа в работе применяемого подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя;
2) отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии), парафина, солей;
3) преждевременного обводнения продукции;
4) изменения условий работы (уменьшение или увеличение забойного давления, прорывы газа и др.). Это обычно сопровождается уменьшением или прекращением добычи нефти (закачки вытесняющего агента) и простоями скважин.
Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды в добывающие скважины. В основном преждевременное обводнение может происходить в результате:
а) образования «языков» закачиваемой воды по площади зонально неоднородной залежи (охват заводнением по площади);
б) конусообразования подошвенной воды;
в) опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам в неоднородном слоистом пласте (охват по толщине пласта);
г) негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца.
Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной.
Другим видом осложнения является образование песчаных пробок. Песок (частицы породы) выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения пород, обычно рыхлых, слабосцементированных, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или градиенте давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям (смятиям) эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает текущий дебит скважины.
2.1.3 Основные причины образования АСПО.
Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО)— тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие его добычу, транспорт и хранение. Содержание компонентов, способных к выпадению в виде АСПО, в нефти зависит от термобарических условий и химического состава нефти.
АСПО растворяются в нефти при температуре выше температуры их плавления, а при низкой температуре выпадают из нефти. При температуре ниже 10