Отчет по практике по добыче нефти и газа

2. Проверить циркуляцию  через затрубье-насос-лифт.

3. Добиться циркуляции  при помощи прокачки горячей  нефтью.

Если после  всех проведенных мероприятий добиться подачи не удалось, то необходимо установку  поднять и определить причину.

Время непрерывной  работы установки при отсутствии подачи не должно превышать 1 часа (для  ЭЦН5А — 0,5 часа).

Температура горячей  нефти, подготовленной для прокачки подачей через затрубное пространство, во избежание порчи кабеля, не должно превышать 80° С.

В случае негерметичности  НКТ производится подъем установки. При этом вызывается представитель  ЦБПО ЭПУ для проведения ревизии  погружного оборудования: опрессовка ПЭД и гидрозащиты, замер изоляции системы, проверка затяжки крепежных  соединений, замена оборудования при  необходимости.

 

 

11. ДОБЫЧА  НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ СКВАЖЕННЫХ  ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ.

  

В последние годы в Западной Сибири встал вопрос вовлечения в разработку трудноизвлекаемых  запасов нефти, которые, как правило, характеризуются низкими коллекторскими свойствами продуктивного пласта, его  площадной неоднородностью и  малыми дебитами скважин. В этой связи  в качестве простейшего способа  подъема жидкости из нефтяных скважин  является ШГН.  По отдельным нефтедобывающим  предприятиям Западной Сибири объем  добычи нефти с помощью ШГН  начинает уже  превышать 50%.

    Оборудование  для эксплуатации скважин с  помощью ШГН включает в себя:

- наземное оборудование  (станок-качалку или в перспективе  гидропривод), арматуру устья скважины  с полированным штоком и сальниковым  устройством; 

- подземное оборудование  включающее: скважинный штанговый  насос, подвеску наcосно-компрессорных  труб, насосные штанги и другие  приспособления: хвостовики, фильтры,  газосепараторы, автосцепы.

Принцип работы серийного скважинного штангового насоса заключается в следующем.

При создании возвратно-поступательных движений плунжера в полости цилиндра объем между клапанными узлами то увеличивается, то уменьшается. Например, при движении плунжера вверх объем  рабочего пространства увеличивается  при одновременном снижении  давления   в рабочей части цилиндра. В  этот момент происходит заполнение цилиндра через всасывающую часть и  вытеснение жидкости, находящейся выше плунжера насоса. 

 

Типы  и исполнения ШГН.

 

Трубные (невставные) насосы -  рекомендуется применять на небольших глубинах до 1000-1200м в скважинах с большими дебитами до 80м3/сут.

Вставные  насосы - применяют на глубинах более 1200м с дебитами скважин до 25м3.

 

Вставные насосы.

Вставные насосы характеризуются тем, что монтаж комплектного насоса в колонну НКТ, а также его демонтаж осуществляется вместе с насосными штангами; при  установке насос крепится в опоре (якорном башмаке) колонны НКТ.

 Различают насосы:

с тонкостенным цилиндром (RW) без удлинительных  муфт для скважин с большим  газовым фактором;

с толстостенным  цилиндром (RH) с удлинительными муфтами  для выхода плунжера из уплотняющего цилиндра для предупреждения от заклинивания.

 

По  типу крепления:

насосы с замком в верхней части;

насосы с замком в нижней части.

Считается, что  насосы с замком в верхней части  более предпочтительны, так как  исключается прихват (заклинивание) насоса из-за оседания шлама в зазоре между  цилиндром и НКТ.

По  виду крепления: 

механическое:

с помощью пружинного замка (цанги);

с помощью заклинивающего конуса.

 

Механическое  крепление предназначено для  удержания насоса при его запуске  на герметизирующем уплотнении с  усилием от 5,2 до 6,3 кН (для верхнего) и 2,1…2,85 кН для нижнего механического  крепления.

Механическое  крепление с помощью притертых  конусов не имеет оговоренных  границ по усилиям удержания цилиндра насоса  и, как правило, согласовывается  заказчиком.

 

Трубные насосы.

Трубные насосы являются неотъемлемой частью колонны  НКТ. Цилиндр вместе со всасывающим  клапаном спускают на колонне НКТ, а  плунжер с нагнетательным клапаном опускают на колонне насосных штанг.

Считается, что  срок службы трубного насоса больше, чем  срок службы вставного насоса в результате больших размеров изнашивающихся деталей.

Производительность  штанговых насосов

Под производительностью  ШГН понимают количество жидкости, подаваемой в единицу времени (секунду, сутки).

Условная теоретическая  производительность насосной установки  по длине хода устьевого штока  выражается соотношением:

 

Qт = 1440 Fпл*S*n  (м3/сут),

 

где: Fпл – площадь  сечения плунжера, м2;

        S – длина хода устьевого штока,  м;

        n -  число качаний балансира  в минуту.

 

Фактическая производительность насоса всегда меньше теоретической, так  как длина хода устьевого штока (S), измеренная на поверхности, вследствие упругих деформаций штанг и труб,  не соответствует истинной длине  хода плунжера и, следовательно, теоретический  геометрический объем, измеренный по длине  хода устьевого штока, будет отличаться от объема, описанного плунжером.

    Кроме  этого, фактическая производительность  насоса зависит пригонки плунжера  к цилиндру, герметичности труб  и клапанных узлов насоса, наличия  газа, песка, воды и парафина  в нефти, числа качаний длины  хода плунжера и других факторов. Поэтому фактическая подача жидкости  на поверхность может быть  значительно меньше объема жидкости, поступающей в цилиндр насоса. В качестве показателя, характеризующего  эти отклонения, принят коэффициент  подачи насоса. 

 

Коэффициент подачи насоса.

 

    Под  коэффициентом подачи насоса  η понимают отношение фактической  производительности насоса к  теоретической.

η = Qф / Qт

 

Согласно результатам  исследований, проведенных ТатНИПИнефть, теоретическая производительность превышает фактическую в полтора-два  раза, в среднем коэффициент подачи η равен 0,6.

 

 Коэффициент наполнения скважинного насоса.

      

Под коэффициентом  наполнения насоса понимают отношение  объема поступающей в цилиндр  жидкости к геометрическому объему, описанному плунжером при его  ходе вверх.

Коэффициент наполнения насоса зависит от множества факторов и может вычисляться по различным  формулам, имеющимся в технической  литературе.

Коэффициент наполнения скважинного штангового насоса считается  достаточно хорошим, если его значение находится в интервале от 0,7…0,9.

Значение коэффициента наполнения, как и коэффициента подачи всегда меньше единицы из-за целогого ряда факторов, в том числе и  наличия вредного пространства в  насосе. Таковыми являются  мертвое  пространство (конструктивное) ∆lк  между всасывающим и нагнетательными  клапанами и технологическое (∆lт), которое должно быть тщательно выверено   при проведении работ по спуску ШГН  в скважину и  подгонке плунжера в цилиндре насоса. Практикой установлено, что “технологический зазор” между  всасывающим клапаном цилиндра насоса и нагнетательным клапаном плунжера для скважин с большим газовым  фактором должен быть в пределах 5…7см.  

С учетом вышеизложенного  за оптимальную величину коэффициентов  подачи и наполнения насоса следует  принимать такую, при которой  обеспечивается максимальный отбор  жидкости с минимальными затратами.

 

 

 

 

Пути  повышения производительности насоса.

  

На производительность насоса влияют: давление на приеме насоса, пригонка плунжера к цилиндру, износ  деталей насоса, выделение газа на приеме, упругие деформации насосных штанг и труб, негерметичность  НКТ, наличие в нефти песка, парафина и воды, кривизна скважины, вязкость нефти, размеры клапанных пар.

Чем больше глубина  спуска насоса, тем тщательней должна быть пригонка плунжера, т.е. зазор между  плунжером и цилиндром, т.к. с увеличением  глубины спуска возрастает давление на плунжер, обуславливающее увеличение утечек жидкости.  В тоже время  тугая пригонка плунжера может привести к заклиниванию плунжера. Поэтому  при выборе конструкции  насоса и  группы посадки плунжера необходимо учитывать глубину откачки, свойства и температуру жидкости.

Маслянистые нефти  содержат смазывающие вещества, которые  уменьшают трение, а при откачке  обводненных и содержащих большое  количество бензиновых фракций нефтей смазка легко вымывается и усиливается  трение в зазоре плунжер-цилиндр.  Поэтому в первом случае необходимо применять насосы с тугой пригонкой  плунжера (Fit 2), а других случаях –  более слабой (Fit 3…4).

Местом утечек жидкости в насосе могут быть клапаны, поверхность которых разъедается  песком, солеными водами и сернистыми газами, содержащимися в продукции  скважины. Для предотвращения утечек, при наличии износа поверхности, шарика и седла, следует менять весь клапанный узел на новый или применять  насосы с клапанными узлами , изготовленными из специальных сплавов, например, “стеллит”  или К- 95.

Величина коэффициента наполнения тем больше, чем больше длина хода плунжера,  меньше объем  вредного пространства и поступающего в насос газа.

Поэтому с влиянием газа можно бороться путем:

   а) уменьшения  объема вредного пространства, что  достигается установкой дополнительного  нагнетательного клапана в нижней  части плунжера;

  б) увеличения  длины хода плунжера и глубины  погружения насоса под динамический  уровень жидкости; при этом увеличивается  давление на приеме и уменьшается  объем газа, поступающего в насос;

  в) установки  на приеме насоса защитных  приспособлений (газовый якорь, хвостовик,  фильтр) для частичного отвода  газа в затрубное пространство.

Самым эффективным  с точки зрения отвода газа для  штанговых насосов является оборудование приема насоса газовыми якорями.

При использовании  газовых якорей необходимо постоянно  стравливать газ из затрубного пространства через обратный клапан в выкидную линию, потому что он постепенно может  вызвать рост затрубного давления, понижая уровень жидкости до приема насоса и привести к срыву подачи.

Принцип работы газовых якорей основан на том, что  нефть с газом. Поступающая в  якорь через отверстия фильтра, при повороте струи на 180° или движения по винтообразным каналам, отделяется от газа, который уходит в затрубное пространство.

Для выноса воды из зоны ниже насоса применяются хвостовики от нескольких метров до сотен метров. Однако значительное заглубление приема насоса с помощью хвостовиков  ухудшает сепарацию газа, снижает  коэффициент наполнения насоса. Но применение хвостовиков в комплексе  с газовыми якорями повышает производительность насосных скважин. Спуск хвостовиков  также способствует росту давления на приеме насоса. Установлено, что  применение хвостовиков с обводненностью более 60% малоэффективно.

При небольшом  влиянии газа прием насоса следует  оборудовать хвостовиками из труб диаметром 33-48мм длиной 4-5м , выполняющим роль простейшего якоря.

Даже при отсутствии в откачиваемой жидкости газа насос  должен быть оснащен простым фильтром из насосно-компрессорной трубы  диаметром 60 – 73 мм с отверстиями 2 – 4 мм, защищающими его от попадания посторонних предметов, могущих оказаться в скважине.

Определенный  положительный эффект для повышения  производительности насоса достигается  профилактическими мерами при опрессовке насосно-компрессорных труб перед  спуском в скважины, а также  перед спуском в скважину штангового насоса (вставной вариант) или опрессовке НКТ с цилиндром насоса перед  спуском плунжера до давления 10МПа.