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; з3 - коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; з4 - 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).