Штанговые насосные установки (ШСНУ)

1. ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ)

 

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование  других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством  штанговых скважинных насосов. Этими  насосами в настоящее время оборудовано  большинство скважин. Дебит скважин - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200-3400 м). ШСНУ включает:

а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование - насосно-компрессорные  трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый  скважинный насос (ШСН) и различные  защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

 

Рис. 1. Схема штанговой  насосной установки

 

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 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 устьевой арматуры, 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.

1.1 Станки-качалки

 

Станок-качалка (рис.2), является индивидуальным приводом скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке. Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 2). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

 

Рис. 2. Станок-качалка  типа СКД:

1 – подвеска устьевого  штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 - канатная подвеска

 

Амплитуду движения головки  балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 1) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

 

 

Станки-качалки для  временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример - передвижной станок-качалка "РОУДРАНЕР" фирмы "ЛАФКИН".

1.2 Производительность насоса

 

Теоретическая производительность ШСН равна

 

, м³/сут.,

 

Где 1440 - число минут в сутках;

D - диаметр плунжера  наружный;

L - длина хода плунжера;

n - число двойных качаний  в минуту.

Фактическая подача Q всегда < Qt.

Отношение , называется коэффициентом подачи, тогда Q = Q_t a_n, где a_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 a_n >1. Работа насоса считается нормальной, если a_n =0,6¸0,8.

Коэффициент подачи зависит  от ряда факторов, которые учитываются  коэффициентами

 

a_n=a_g×a_ус×a_н×a_уm,

 

где коэффициенты:

a_g - деформации штанг и труб;

a_ус - усадки жидкости;

a_н - степени наполнения насоса жидкостью;

a_уm - утечки жидкости.

где a_g =S_пл/S , S_пл - длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); S - длина хода устьевого штока (задается при проектировании).

 

S_пл=S - DS,

DS=DS_ш+DS_т,

 

Где DS - деформация общая; S - деформация штанг; DS_т - деформация труб.

 

a_ус =1/b

 

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

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

 

 

 

где - газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).

Коэффициент, характеризующий  долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем  нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину  хода плунжера, можно увеличить a_н. Коэффициент утечек

 

 

где g_yт - расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); a_yт - величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.

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

Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени  можно описать уравнением параболы

 

, (1.1.)

 

T - полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина - износ плунжерной пары, то Т означает полный, возможный срок службы насоса); m - показатель степени параболы, обычно равный двум; t - фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса.

Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А. Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода

 

, (1.2.)

 

где t_p - продолжительность ремонта скважины; B_p - стоимость предупредительного ремонта; B_э - затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая B_p.

Подставив t_мопт вместо t в формулу (1.1.), определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом a_nопт.

Если текущий коэффициент  подачи a_nопт станет равным оптимальному a_nопт (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.

Средний коэффициент  подачи за межремонтный период составит

 

.

 

Анализ показывает, что  при B_p/(B_э×T)<0,12 допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15¸20%, а при очень больших значениях B_p/(B_э×T) она приближается к 50%.

Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.

 

 

1.3 Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами

 

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством  для герметизации штока. Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: "Не включать, работают люди". На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью "Внимание! Пуск автоматический". Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве. Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт. Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС - 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье. Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ - 4310СК.

 

 

2. БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ

 

В УШСН наиболее ответственное  и слабое звено-колонна насосных штанг - проводник энергии от привода, расположенного на поверхности.

В связи с этим разработаны насосные установки с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных, винтовых и диафрагменных электронасосов. Электроэнергия в этом случае подается по кабелю, закрепленному на НКТ. Имеются глубинные насосы, например, гидропоршневые, струйные, которые используют энергию потока рабочей жидкости, подготовленной на поверхности и подаваемой в скважину по трубопроводу (НКТ).

2.1 Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)

 

Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м³/сут и высотой подъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных  центробежных насосов в модульном  исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК - коррозионностойкое.

Установка (рис. 3) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат  включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

В зависимости от максимального  поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы - 5; 5А и 6:

- установки группы 5 поперечным  габаритом 112 мм применяют в  скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;

- установки группы 5А  поперечным габаритом 124 мм - в  скважинах внутренним диаметром  не менее 130 мм;

- установки группы 6 поперечным  габаритом 140,5 мм - в скважинах  внутренним диаметром не менее  148,3 мм.

 

Рис. 3. Установка погружного центробежного  насоса:

1 – оборудование устья  скважин; 2 - пункт подключательный выносной; 3 - трансформаторная комплексная подстанция; 4 – клапан спускной; 5 - клапан обратный; 6 - модуль-головка; 7 – кабель; 8 - модуль-секция; 9 – модуль насосный газосепараторный; 10 – модуль исходный; 11 – протектор; 12 - электродвигатель; 13 - система термоманометрическая.

 

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с  содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6¸8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140°С). Пример шифра установок - УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК - установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут; 1300 - развиваемый напор, м вод. ст. На рис. 9 представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, что позволяет индивидуально подбирать оптимальную компоновку установки к скважинам в соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей.

Насосы также подразделяют на три  условные группы - 5; 5А и 6. Диаметры корпусов группы 5¸92 мм, группы 5А - 103 мм, группы 6 - 114 мм.