Коэффициент подачи насоса ШСНУ и факторы, его определяющие

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФГБОУ ВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. М.С. ГУЦЕРИЕВА

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Реферат на тему:

Коэффициент подачи насоса ШСНУ и факторы, его определяющие

Выполнил:

студент 3 курса

группа ЗССПБ-21.03.01.31(К)Э

Кадыров Тимур Ильдарович

Проверил:

к.ф.-м.н., Трубицына Н.Г.

ИЖЕВСК 2020

Введение

Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин в ПАО Татнефть НГДУ «Лениногорскнефть». Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

Основными направлениями работ по повышению эффективности процессов добычи нефти с применением ШСНУ в ПАО Татнефть НГДУ «Лениногорскнефть» в последние годы являются:

1. совершенствование методов подбора оборудования к условиям конкретной скважины и режима его работы, а также поддержание оптимальных условий эксплуатации в течение всего межремонтного периода;

2. разработка новых и совершенствование существующих технических средств для эксплуатации ШСНУ;

3. разработка и применение специальных конструкций насосов для добычи высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий;

4. разработка и внедрение мероприятий по экономии электроэнергии при добыче нефти с помощью ШСНУ.

При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.

Как показывает практика, межремонтный период работы скважин с установками ШСН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при работе скважин (в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования.

Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

скважина коэффициент подачи штанговый насос

Эксплуатация нефтяных скважин с помощью ШСНУ. Преимущества и недостатки. Наземное и подземное оборудование ШСНУ. Коэффициент подачи насоса

Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 ⁰С.

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность. Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти. В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000...1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут. Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16.3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ё 3400 м. ШСНУ включает:

· Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

· Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Штанговая глубинная насосная установка (Рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы Уневставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой- либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

Рисунок 1. -- Схема установки штангового скважинного насоса

Коэффициент подачи штангового скважинного насоса

При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости

где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения штанг.

При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный

За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:

Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах

Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.

Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН

Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи

Для каждой конкретной скважины величина з служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если з >0.6 - 0.65.

Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и, тем не менее, откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести:

· влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

· уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

· уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

· К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

· утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

· утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

· утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Переменные факторы, сводящиеся кразличного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи з вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах.

Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:

где з₁ - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; з₂ - коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; з_{3 -} коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; з_{4 -} коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

Факторы, влияющие на подачу насоса

К факторам влияющим на коэффициент подачи насоса относятся:

1. Деформация колонны штанг и колонны насосно-компрессорных труб так как насосы опускаются на большую глубину до 3500 м, то нагрузка на головку балансира (особенно при ходе плунжера вверх) очень велика и в соответствии с законом Гука происходит удлинение колонны штанг на некоторую величину до 30 см. При ходе плунжера вниз действует давление на основание (седло клапана и клапан) и происходит незначительное удлинение колонны насосно-компрессорных труб. В следствии этого длина хода полированного штока больше длины хода плунжера на величину деформации штанг и труб.

2. Усадка жидкости. В скважинных условиях (на уровне приема насоса температура жидкости выше, чем в поверхностных условиях кроме того в жидкости растворен попутный газ, который десорбируется (выделяется) на устье скважины.В связи с этим объем жидкости в скважинных условиях меньше, чем в поверхностных. И коэффициент подачи снижается за счет этого фактора.

3. Неполное заполнение связана с двумя факторами. Влияние вредного пространства между плунжером и всасывающем клапаном и при движении плунжера вверх происходит снижение давления и выделение свободного газа.

4. Утеки в клапанах и плунжерной паре. В процессе работы штанговых насосов происходит абразивный износ движущихся частей насоса: плунжерные пары всасывающий и нагнетательный клапан. Вследствие износа происходит утечки жидкости и снижение коэффициента подачи насоса.

Исследование скважин оборудованных УШГН

Контроль за работой скважин, оборудованной УШГН, осуществляют путем ее исследования и динамометрирования.

Исследование скважин. Насосные скважины, оборудованные УШГН, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q и установления зависимости дебита от режимных параметров работы установки. По данным исследования аналогично, как и при других способах эксплуатации, определяют параметры пласта: пластовое давление, проницаемость, продуктивность, пористость и устанавливают режим работы скважины.

Дебит скважины равен подаче установки. Из этого можно сделать вывод, что дебит можно менять либо изменением длины хода штока (изменение места сочленения шатуна с кривошипом перестановкой пальца шатуна на кривошипе), либо изменением числа качаний (смена диаметра шкива на валу электродвигателя).

По сравнению с другими способами эксплуатации скважин особенность исследования в данном случае связана с определением забойного давления. Для прямого измерения забойного давления в затрубном пространстве (поскольку в НКТ находятся штанги) на стальной проволоке через патрубок устьевого оборудования при эксцентричной подвеске НКТ спускают малогабаритный скважинный манометр диаметром 22-25 мм. В глубоких и искривленных скважинах возможны прихваты и обрывы проволоки.

Прямые измерения забойного давления обеспечивают получения надежных результатов исследования, поэтому представляет интерес применения датчиков давления, постоянно находящихся в скважине.

Определение глубины от устья скважины до динамического уровня жидкости, устанавливающегося при каждом режиме откачки, осуществляют с помощью эхолота. Сущность эхометрии заключается в следующем. В затрубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливает кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующем устройством, которое записывает все сигналы (исходные и отраженные) на миконе в виде диаграммы. Измеряя длину записи на эхограмме, определяют время прохождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно. Тогда вычисляют расстояние от устья до динамического уровня. Скорость зависит от давления, температуры и плотности газа. Для ее определения на колонне НКТ вблизи уровня на заданной глубине предварительно при очередном ремонте устанавливают репер-отражатель. В качестве репера служит утолщенная муфта или отрезок трубы, который на 50-65 % перекрывает затрубное пространство. На эхограмме получают сигнал, отраженный от репера. Тогда определяют аналогично время прохождения волны до репера и обратно, скорость звука.

Динамометрирование и результаты исследований

Нормальная эксплуатация штанговой скважинной насосной установки требует постоянного контроля за работой основных узлов для своевременного принятия необходимых мер для ее обеспечения. Информацию о работе подземного оборудования при этом способе добычи нефти получают при помощи динамо-метрирования. Динамометрирование ШСНУ - важнейший источник информации о работе штангового насоса, колонны штанг, состоянии забоя скважины и др. -- осуществляется при помощи специальных технических средств; наиболее распространено телединамометрирование, обеспечивающее оперативное получение динамограммы на диспетчерском пульте без нарушения режима работы скважин. Динамограмма представляет собой график зависимости нагрузки в точке подвеса штанг от длины хода полированного штока верхней штанги. Теоретическая динамограмма нормальной работы установки основана на учете сил тяжести, упругости, трения и закона Архимеда. Недостаточный учет других влияющих факторов, таких как инерционная сила и свойства откачиваемой жидкости, ограничивает возможность существенного динамометрирования.

Динамограмма представляет собой параллелограмм в координатах нагрузка (р) - длина хода полированного штока (S) (рисунок 2). Линия Г1 А1 соответствует разнице нагрузки от веса штанг и силы трения р vи параллельна нулевой линии (оси S) динамограммы вследствие постоянства веса штанги и силы трения. Линия АГ соответствует статическому весу штанг в жидкости Ршт , т. е. без трения. Следовательно, трение колонны штанг о жидкость уменьшает длину хода плунжера, и нагнетательный клапан закрывается не в точке А , а в точке А1 (отрезок fv). При изменении направления движения плунжера процесс записывается отрезком прямой АА2 . Начиная с точки А2 , штанги воспринимают нагрузку от веса столба жидкости Рж (отрезок А2 Б2 ). В точке Б1 нагрузка равна сумме весов штанг жидкости и сил трения Р^. В этой точке приемный клапан насоса открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. Дальнейшее движение плунжера описывается линией Б1 В1 . С началом движения вниз изменяются направление и величина сил трения. Изменение нагрузки соответствует В2 Г1 , при этом происходит разгрузка колонны штанг и нагружение труб. Точка Г - открытие нагнетательного клапана насоса и начало движения плунжера вниз (отрезок Г1 А1 ).

Рисунок 2 - Динамограмма ШСНУ

Таким образом, обработка динамограммы дает возможность определить количественные и качественные показатели работы ШСНУ: нагрузки и напряжения в полированном штоке, длину хода плунжера и полированного штока, коэффициент наполнения насоса, герметичность приемной и нагнетательной частей насоса, влияние газа, правильность посадки плунжера, наличие утечек в НКТ, отвороты и обрывы штанг или штанговых муфт, заклинивание плунжера.

По динамограмме работы ШСН в среде, содержащей свободный газ, также определяют давление у приема насоса, дебит жидкости и дебит газа.

Как правило, динамометрирование должны проводить в первый же день после спуска насоса в скважину и при изменениях режима откачки и подачи насоса, а также в процессе его работы для своевременного выявления различных неполадок.

Для установления в каждом конкретном случае характера осложнений целесообразно воспользоваться типовыми динамограммами.

Измеряемую нагрузку G определяют умножением показания динамографа С (мм) по оси ординат на масштаб усилий Р (60 Н/мм):

G = CP.

Перемещение полированного штока и плунжера рассчитывают умножением расстояния между заданными точками по оси абсцисс на масштаб хода.

Расстояние между перпендикулярами, опущенными из крайний точек динамограммы (точки А и В) на ось, соответствует ходу полированного штока S . Ход плунжера S пл соответствует расстоянию между перпендикулярами, опущенными на ось из точек Б и В.

Потеря хода полированного штока равна ? S = S -- S пл , а коэффициент подачи насоса - з?Sпл /S.

На рисунке 3 приведены типовые формы динамограмм. Расшифровка динамограмм требует учета различных факторов.

Рассмотрим, например, динамограммы 23, 27, 28. Они соответственно, характеризуют, помимо высокой посадки и запаздывания закрытия нагнетательного клапана, негерметичность торцов втулок.

Так, например, динамограмма 23 показывает выход плунжера насоса НСН из цилиндра. Такая же форма динамограммы получена при разъедании у насоса НСН2 и НСВ1 одного стыка втулок в верхней части цилиндра и второго -- в нижней части. Плунжер, находясь в нижней части, перекрывает разъеденную часть, и утечка не происходит, при ходе вверх он открывает путь для утечки жидкости. Динамограмма 27 указывает на разъедание стыка втулок посередине цилиндра.

Рисунок 3 - Типовые динамограммы ШСНУ: 1-3 - нормальная работа насоса: Н<1000 м, H >1000 м, H >1500 м соответственно; 4-6 - утечки в нагнетательной части: средняя, большая утечки; выход из строя нагнетательной части соответственно; 7 - 9 - утечки в приемной части: средняя, большая утечки, выход изстроя приемной части соответственно; 10-12 - утечки в приемной и нагнетательной частях; 13-15 - влияние газа на работу насоса: влияние пластового газа; изменение контура; влияние газа н утечки в нагнетательной части соответственно; 16-18 - прихват плунжера насоса: НСН2, НСВ1 cвыходом из замковой опоры, заедание песком соответственно, 19 -20 - утечки в НКТ; 21-22 - фонтанирование; 23 -- высокая посадка плунжера в НСН2; 24 - то же, в НСВ1 без слива из замковой опоры; 25 - низкая посадка плунжера в НСН2; 26 - то же, в НСН1; 27, 28 - негерметичность насоса; 29 - обрыв или отворот штанг в нижней части; 30 - то же, в верхней части; 31-34 - низкий динамический уровень (33 - пробка, 34 - заедание песком).

На динамограмме 28 показан случай, когда разъедены стыковые соединения, расположенные в таких местах, что плунжер в нижнем и в верхнем положениях перекрывает их, а утечка происходит на середине хода плунжера. На динамограмме при этом в середине хода получается провал (показан стрелками).

Следует отметить, что в настоящее время все шире используют телеконтроль за работой штанговых скважинных насосов. Анализ многочисленных телединамограмм показал, что при четкой налаженной работе датчиков по ним можно определить такие явления, как влияние газа, применение уровня, обрыв или отворот штанг, заклинивание плунжера, низкую и высокую посадку насоса, выход из строя клапанов и др. В связи с отсутствием нулевой линии невозможно определить величину пропуска жидкости в приемной и нагнетательной частях насоса, высоту динамического уровня, степень влияния газа, течь в трубах, коэффициент наполнения насоса и потерю хода ?S, а также производить расчет нагрузок, необходимых для подсчета напряжения в штангах. Поэтому при исследовательских работах необходимо обязательно пользоваться гидравлическим динамографом.

Список использованной литературы

1. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов:: Изд-во УГНТУ, 2000. - 120 с.

2. Опыт эксплуатации скважин в ЦДНГ 4 НГДУ “Лениногорскнефть” за 2003 год.

3. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. -М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000.- 653 с. ил.

4. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб.для вузов /Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М.: Недра, 1988.-302 с.: ил.

5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова/ Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М., Недра, 1983.-455 с.

6. Технология и техника добычи нефти: Учеб.для вузов/А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде-М.:Недра, 1986.-382 с.

Размещено на Allbest.ru