НОУ ИНТУИТ | Основы нефтегазового дела. Лекция 12: Исследование глубинно-насосных скважин и динамометрирование скважинных насосных установок

Учитесь и получайте официальные документы БЕСПЛАТНО. Вы можете поддержать наш проект.

Регистрация Вход

Твой путь к знаниям!

Томский политехнический университет

Опубликован: 30.01.2013 | Доступ: свободный | Студентов: 2503 / 760 | Длительность: 12:31:00

Тема: Энергетика

Специальности: Энергетик

Теги: газ, добыча, крекинг, трубопроводы

|

Вам нравится? Нравится 72 студентам

| Поделиться |

Поддержать курс

| Скачать электронную книгу

Рабочий комплект уровнемера СУДОС – 02м включает блок электронный и устройство генерации и приема, соединяемые измерительным кабелем.

Характеристики уровнемера СУДОС - 02м
Диапазон контролируемых уровней	(20 $\div$ 3000) м
Диапазон контролируемых давлений	(0 $\div$ 100) кгс/см²
Емкость энергонезависимой памяти	149 измерений
Рабочий диапазон температур	(-40 $\div$ +50) $\textdegree C$

Динамографы серии СИДДОС обеспечивают автоматизацию контроля динамограмм типа "нагрузка – положение" в рабочем состоянии и при выходе ШСНУ на режим, а также контроль утечек (тест клапанов) по методу "линии потерь".

Результаты измерений (кроме непосредственной индикации) могут быть распечатаны на микропринтере, переданы в блок визуализации или в базу данных на персональном компьютере.

Характеристики динамографа СИДДОС-01
Диапазон контролируемых нагрузок	(0 $\div$ 10) тс
Диапазон контролируемых перемещений	(0 $\div$ 3,5) м
С темпом качаний	(3 $\div$ 8) кач/мин
Емкость энергозависимой памяти	80 динамограмм

Факторы, влияющие на производительность насоса. Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водоносных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

Производительность насоса зависит также от пригонки плунжера к цилиндру, износа деталей насоса, деформации насосных штанг и труб, негерметичности труб.

Теоретическая производительность ШСН равна

$Q_т = 1440 \cdot \frac {\pi} 4 \cdot D^2 \cdot L \cdot n$ , м³/сут.,

где 1440 – число минут в сутках;

– диаметр плунжера наружный;

– длина хода плунжера;

– число двойных качаний в минуту.

Фактическая подача всегда < Q_т .

Отношение $\frac Q {Q_т} = \alpha_n$ называется коэффициентом подачи, тогда $Q = Q_т \cdot \alpha_n$ , $\alpha_n$ – изменяется от 0 до 1.

В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т. е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть $\alpha_n < 1$ .

Работа насоса считается нормальной, если $\alpha_n = 0,6 \div 0,8$ .

Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами

$\alpha_n=\alpha_д \cdot \alpha_{ус} \cdot \alpha_н \cdot \alpha_{ут}$ ,

где коэффициенты:

$\alpha_д$ – деформации штанг и труб;

$\alpha_{ус}$ – усадки жидкости;

$\alpha_н$ – степени наполнения насоса жидкостью;

$\alpha_{ут}$ – утечки жидкости.

$\alpha_д = \frac {S_{пл}} S$ ,

где $S_{пл}$ – длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); – длина хода устьевого штока (задается при проектировании).

$S_{пл} = S - \Delta S$ , $\Delta S = \Delta S_ш + \Delta S_т$ ,

где $\Delta S$ – деформация общая;

$\Delta S_ш$ – деформация штанг;

$\Delta S_т$ – деформация труб.

$\alpha_{ус} = \frac 1 b$ ,

где – объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

$\alpha_н = \frac {1 - K_{вр} \cdot R^{\prime}} {1 - R^{\prime}}$ ,

где $R^{\prime}$ – газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания); $K_{вр}$ – коэффициент, характеризующий долю пространства, т. е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить $\alpha_н$ .

Коэффициент утечек

$\alpha_{ут} = 1 - \frac {g_{ут}} {Q_т \cdot \alpha_g \cdot \alpha_{ус} \cdot \alpha_н}$ ,

где $g_{ут}$ – расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); величина переменная (в отличие от других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.

Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.

Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Основной метод борьбы – уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При поступлении жидкости в насос газ частично сепарируется в затрубное пространство. Сепарацию газа характеризуют коэффициентом сепарации, который представляет собой отношение объема свободного газа, уходящего в затрубное пространство, ко всему объему свободного газа при термодинамических условиях у приема насоса.

Сепарацию (отделение) газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливаются при приеме насоса (рис. 11.5). Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, их сочетания.

Принципиальные схемы газовых якорей однокорпусного (а), однотарельчатого (б): 1 – эксплуатационная колонна; 2 – отверстия; 3 – корпус; 4 – приемная труба; 5 – всасывающий клапан насоса; 6 – тарелки

Рис. 11.5. Принципиальные схемы газовых якорей однокорпусного (а), однотарельчатого (б): 1 – эксплуатационная колонна; 2 – отверстия; 3 – корпус; 4 – приемная труба; 5 – всасывающий клапан насоса; 6 – тарелки

В однокорпусном якоре при изменении газожидкостного потока на 180 $\textdegree$ пузырьки газа под действием архимедовой силы всплывают и частично сепарируются в затрубное пространство, а жидкость через отверстия 2 поступает в центральную трубу 4 на прием насоса. Эффективность сепарации определяется соотношением скоростей жидкости и газовых пузырьков и конструктивным исполнением сепаратора (незащищенный открытый вход или дырчатый фильтр). В однотарельчатом якоре под тарелкой 6, обращенной краями вниз, пузырьки газа коалесцируют (объединяются), а сепарация газа происходит при обтекании тарелки и движения смеси горизонтально над тарелкой к отверстиям 2 в приемной трубе 4. Существуют и другие конструкции якорей, например зонтичные, винтовые.

Отрицательное влияние песка в продукции приводит к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 $\div$ 20 мин) возможно заедание плунжера в насосе, а при большом осадке – и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости подачи восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К песчаным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Выделяют 4 группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации:

Наиболее эффективный метод – предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе – уменьшением отбора жидкости.
При этом целесообразно обеспечить плановый запуск песочной скважины увеличением длины хода , числа качаний или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20 $\div$ 25 % от дебита).
Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Условия выноса по А.Н. Адонину,
$V_ж / V_{св} \geqslant 2 \div 2,5$ ,

где – скорость восходящего потока жидкости;

$V_{св}$ – скорость свободного осаждения песчинки с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20 % всего объема песка.

Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).
Установкой песочных якорей (сепараторов) и фильтров у приема насоса достигается сепарация песка от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе.
Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей – не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее его количество невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По А.М. Пирвердяну, лучшими являются сетчатые фильтры с размером ячеек 0,25 х 1,56 мм. Вследствие быстрого засорения (забивания, заклинивания) противопесочные фильтры не нашли широкого применения. Их целесообразно помещать в корпус с "карманом" для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заклинивания) или сочетать с песочным якорем.

Рис. 11.6. Принципиальная схема песочного якоря прямого действия: 1 – эксплуатационная колонна; 2 – слой накопившегося песка; 3 – корпус; 4 – приемная труба; 5 – отверстия для ввода смеси в якорь
Использование специальных насосов для песочных скважин.
При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера "на выворот" при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода S и малым числом качаний .

Основной способ подъема высоковязких нефтей на поверхность – штанговый скважинно-насосный. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные сигналами гидродинамического трения и при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны.

При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа·с может происходить "зависание" штанг в жидкости при ходе вниз. С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи: применение специальных двухплунжерных насосов, увеличение диаметра НКТ, насоса и проходных сечений в клапанах насоса, установление тихоходного режима откачки (число качаний до 3 $\div$ 4 мин^-1, длина хода 0,8 $\div$ 0,9 м) подливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное пространство (10 $\div$ 15 % расхода добываемой нефти или воды), подогревом откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

Для борьбы с отложениями парафина применяют такие же методы, как при фонтанной и газлифтной эксплуатации. При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ, что ведет к снижению производительности насоса и прекращению извлечения жидкости. При небольшой интенсивности отложения парафина применяется наземная и подземная пропарка труб с помощью паропередвижной установки.

Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5 – 8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонны штанг с укрепленными на них скребками при каждом ходе вниз срезают парафин со стенок труб.

Дальше >>

Авторизоваться

Основы нефтегазового дела

Лекция 12: Исследование глубинно-насосных скважин и динамометрирование скважинных насосных установок

Вопросы и ответы