2 Технологічна частина
2.1 Характеристика застосовуваного обладнання
До складу СШНУ (рисунок 2.1.1) входить:
а) наземне обладнання - СК, обладнання гирла, блок управління;
б) підземне устаткування - НКТ, насосна штанга, ШГН і різні захисні пристрої, що покращують роботу установки в ускладнених умовах.
Рисунок2.1.1 – Схема свердловинної штангової насосної установки
1 - захисний пристрій у вигляді газового або пісчаного фільтра; 2 - свердловинний насос вставного (невставного) типу; 3 - НКТ; 4 - насосна штанга; 5 - трійник; 6 - сальниковий ущільнювач; 7 - сальниковий шток; 8 - гирлова арматура; 9 - СК; 10 - фундамент.
Наземне обладнання:
Станки-качалки.
СК (рисунок 2.1.2) є індивідуальним приводом скважинного насоса.
Основні вузли СК – рама, стійка у вигляді врізаної чотиригранної піраміди, балансир з поворотною головкою, траверси з шатунами, шарнірно-підвішена до балансу, редуктор з кривошипами і противаги. СК комплектується набором змінних шків для зміни числа качанів, т.е. регулювання дискретне. Для швидкого зняття та натягування ремінця електромобіль встановлюється на поворотній салазці.
Монтується СК на рамі, що встановлено залізобетонний фундамент. Фіксація балансу в необхідному (крайньому верхньому) положенні голови здійснюється за допомогою гальмівного барабана (шкива). Головка балансира (відкидна або поворотна) служить для безперешкодного проходу спускопідйомного та глибинного обладнання при підземному ремонті свердловин. Оскільки головка балансира здійснює рух по дузі, то для з’єднання її з гирловим штоком і штангами є гнучка канатна підвіска. Вона дозволяє регулювати посадку плунжера в циліндр насосу для запобігання ударам плунжера про впускний клапан або виході плунжера з циліндра, а також встановити динамограф для дослідження роботи обладнання.
Рисунок 2.1.2 – Схема станку – качалки
1 - канатна підвіска; 2 - балансир з поворотною головкою; 3 - опора балансиру; 4 - стійка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - відомий шкив; 9 - клиноремінна передача; 10 - електродвигун; 11 - ведучій шкив; 12 - огорождення; 13 - салазки поворотні для електродвигуна; 14 - рама, 15 - противаги, 16 - траверса, 17 - гальмівний шкив
Амплітуда руху голови балансира (довжина ходу устьєвого штоку) регулюється шляхом зміни місця сполучення кривошипу шатуна щодо осі обертання (перестановка пальця кривошипу в інший отвір). За один двійний ход балансира навантаження на СК розподіляється нерівномірно. Для рівноваги роботи СК розміщують ваги (противаги) на балансир, кривошип або на балансир і кривошип. Тоді урівноваження називають відповідно балансирним, кривошипним (роторним) або комбінованим.
Блок керування забезпечує управління електродвигуном СК в аварійних ситуаціях (обрив штанги, пошкодження редуктора, насос, порив трубопроводу тощо), а також самозапуск СК після перерви в подачі електроенергії.
Гирлове обладнання.
Обладнання гирлове призначене для герметизації уступу і регулювання відбору нафти в період фонтанізації, при експлуатації ШГН, а також для проведення технологічних операцій, ремонтних та дослідницьких робіт у свердловинах, розташованих в районах з помірно-холодним кліматом.
У
оснащенні уступу типу колона НКТ розташована економно щодо осі свердловини, що дозволяє проводити, дослідні роботи через міжтрубний простір (рисунок 2.1.3). Рисунок 2.1.3 – Обладнання гирлового типу
1 - крестовина; 2 - конусна підвіска; 3 - резинові ущільнення; 4 - змінний фланець; 5 - патрубок; 6 - трійник; 7 - засувка; 8 - гирловий сальник; 9, 11 – зворотній клапан; 10 - кран; 12 – пробка.
Запірний пристрій обладнання - прохідний кран зі зворотньою пробкою. Свердловинні прилади занурюють по міжтрубному простору через спеціальний патрубок.
Підйомні труби підвішені на конусі НКТ, патрубок для спуску приладів ущільнюють розрізними гумовими прокладками та натисним фланцем. Конус і всі закріплені деталі ущільнювального вузла виконані роз'ємними.
В оснащенні застосовується гирловий сальник з подвійним ущільненням. Для перепуску газу в систему нафтогазової збірки та для запобігання витісненню нафти у разі виключення полірованого штоку передбачені зворотні клапани.
Обладнання гирлового типу складається з корпусу (рисунок 2.1.4), в якій розміщена муфтова підвіска, що забезпечує підвішування колон підйомних труб. На підвісці встановлені сальникові пристрої для герметизації штоку колекторного насосу і відводу з вентилем, що призначений для пропускання в прорізний простір когенераційних приладів.
Рисунок 2.1.4 – Обладнання гирлового типу
1 - корпус; 2 - трубна підвіска; 3 - сальник гирловий
Експлуатація свердловин здійснюється через бічний відвод трубної головки, на якій встановлені швидкодіючий дросель та запірний кутовий вентиль. Другий бічний відвід з вентильним сполученням із затрубним простором.
При обриванні штоку свердловинного насосу конструкція сальникового пристрою забезпечує перекриття його проходу, запобігає витісненню рідини з дна.
Для скидання вичерпання тиску в прохідному просторі в випускній лінії в муфтовій підвісці передбачається перепускний клапан.
Штанги насосні.
Насосні штанги призначені для передачі опірного руху плунжеру насосу (рисунок 2.1.5). Виготовляють найчастіше з легованих сталей круглого перетину діаметром 16, 19, 22, 25 мм, довжиною 8000 мм і скороченими – 1000 - 1200, 1500, 2000 і 3000 мм, як для нормальних, так і для корозійних умов експлуатації.
Рисунок 2.1.5 – Штанга насосна
Шифр штанг – наприклад, "ШН-22", означає: штанга насосна діаметром 22 мм. Марка сталей - сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА і 15Х2НМФ з межею текучості від 320 до 630 МПа.
Насосні штанги застосовуються у вигляді колон, складених з окремих штанг, з'єднаних за допомогою муфти.
Муфти штангові випускають: з’єднувальні типу "МШ" (рисунок 2.1.6) – для з'єднання стрічок одного й того ж розміру та перекладу типу "МШП" – для з'єднання штангу різного діаметра.
Рисунок 2.1.6 – З’єднувальна муфта
а - виконання І; б - виконання II
Для з'єднання стійки застосовуються муфти типів "МШ16", "МШ19", "МШ22", "МШ25", де цифра означає діаметр з'єднується штангу по тілу (в міліметрах).
Штангові глибинні насоси.
ШГН призначені для відкачування із нафтових свердловин рідини з обводненості до 99%, температурою не більше 130 Со, вмістом сероводороду не більше 50 мкг/л, мінералізацією води не більше 10 г/л.
ШГН мають вертикальну конструкцію одиничної дії з нерухомим циліндром, рухливим металевим плунжером і шариковими клапанами. Насоси занурюють до свердловини на штангах і насосно-компрессорних труб. Розрізняють наступні типи ШГН (рисунок 2.1.7).
Рисунок 2.1.7 – Типи штангових глибинних насосів
НВ1 - вставні з заулком наверху; НВ2 - вставні з замком внизу; НН - невставні без уловлювача; НН1 - невставні з захватним штоком; НН2 - невставні з уловлювачем
Виготовляють насоси наступних конструктивних виконань:
а) по циліндру: "Б" – з толстостенним цільним (безвтулковим) циліндром; "С" - з складним (втулковим) циліндром;
б) спеціальні: "Т" – з повним (трубчатим) штоком для підйому рідини по каналу колони трубчатих стійок; "А" – з приєднуючим пристроєм (тільки для насосів типу "НН"), що забезпечує зчеплення колонок насосних штанг з плунжерним насосом; "Д1" – одноступінчасті, двоплунжерні для створення гідравлічного тиску; "Д2" – двохступеневі, двоплунжерні, що забезпечують двоступеневу з'єднання відкачуваної рідини; "У" – з розвантаженим циліндром (тільки для насосів типу "НН2"), що забезпечує зняття з циліндра технічного навантаження при роботі. Насоси всіх виконавців, крім "Д1" і "Д2", одноступінчасті, одноплунжерні;
в) по стійкості до середовища: без позначення - стійкі до середовища з вмістом механічних домішок до 1,3 г/л – нормальними; "І" – стійкі до середовища з вмістом механічних домішок більше 1,3 г/л – абразивостійкі.
ШГН є гідравлічною машиною об’ємного типу, де ущільнення між плунжером і циліндром досягається за рахунок високої точності їх робочих поверхонь і регульованих зазорів. При цьому в залежності від розміру зазору (на діаметр) в парі "циліндр-плунжер" випускаються насоси чотирьох груп. В умовному позначенні насосу, наприклад, "НН2БА-44-18-15-2", перші дві літери та цифра вказують тип насосу, наступні букви - виконання циліндрів та насосів, перші два цифри - діаметр насосу (мм), подальші довжина ходу плунжера (мм) і напор (м), зменшені в 100 разів і остання цифра - група посадки.
Штанговий глибинний насос: принцип роботи і методи діагностики.
ШГН в простішому вигляді складається з плунжера, що рухається вгору
– вниз по добре підігнаному циліндру. Плунжер оснащений зворотнім клапаном, який дозволяє рідини текти догори, але не вниз. Обратный клапан, що називається також нагнітальний, в сучасних насосах звичайно представляє собою клапан типу шар-сідло. Другий клапан, всмоктуючий - це шаровий клапан, розташований знизу циліндра, і подібно зворотньому клапану, дозволяє рідині текти вверх, але не вниз. Спочатку плунжер знаходиться в стаціонарному стані в нижній точці ходу. В цей момент і всмоктуючий і нагнітаючий клапани закриті. Стовп рідини в НКТ створює гідростатичний тиск над всмоктуючим клапаном. Навантаженням на сальниковий шток (верхній шток з колон насосних штанг) є тільки вага колони насосних штанг. При русі плунжера вверх зворотній клапан залишається закритим, а колона насосних штанг приймає на себе вага рідини в НКТ - вага колони насосних валів і вага пониження рідини. При мінімальній скидці між плунжерним і насосним циліндром тиск між нагнітальним і всмоктуючим клапанами зменшується, так що всмоктувальний клапан відкривається, і рідина з ствола бруду поступає в циліндр насосу.
У верхній точці робочого ходу плунжер зупиняється, і обидва клапани знову закриваються, при цьому маса рідини знову припадає на плунжер і нагнітальний клапан. Предположим, що зараз циліндр насосу заповнений рідиною і рідиною незмінною. При початку руху плунжер вниз випускна клапан відкривається. Масштаб рідини в насосно-компресорній колоні переноситься на всмоктуючий клапан і робочу колону, а навантаження на сальниковий шток і насосний вузол знову буде складатись тільки з ваги штанги.
При автоматизації роботи свердловинних штангових глибинних насосів застосовуються методи ватметрііонізації, барографії та динамометрування. Перший метод дозволяє контролювати, головним чином, роботу надземного обладнання, другого і третього - глибинного.
Барографія дозволяє визначити тиск у всмоктуючому клапані і на викид насосу, перепади тиску в клапанах, характер витоків і т.д. Тиск регулюється глибинним манометром, який спускають на дроті через затрубний простір. Метод барографії досить складний і трудомісткий і не може бути застосований для оперативного контролю за роботою насосних установок.
Рисунок2.1.8 – Принцип роботи штангового глибинного насосу
1 - нагнітаючий клапан; 2 - всмоктуючий клапан
Необхідно позначити такі фактори, як просте вимірювання (потрібна установка лише вимірювальних трансформаторів струму та напруги на фазах двигуна) та можливість вести облік споживаної електроенергії (станції управління можуть бути інтегровані в системи комерційного та технічного обліку електроенергії).
Ваттметрограмма представляє собою криву споживаної потужності електромотора станка-качалки. По ваттметрограммі перш за все виявляється такий важливий показник, як незбалансорованість СКН (рисунок 2.1.9).
Ваттметрування дозволяє отримати інформацію про роботу наземного обладнання, в той час важливо мати уявлення про стан та режим роботи 37 глибинного насосу та стовбурів стрічок і труб. Вирішити дану задачу допомагає метод динамометрування, результатом якого є графік залежності зусилля в точці підвішування штангу від переміщення цієї точки, що називається гирлова динамограма.
а) збалансований верстат – гойдалка
б) незбалансований верстат - гойдалка
Рисунок 2.1.9 – Ваттметрограмми СК
У практиці застосовують наступні поняття: теоретична, практична (реальна) динамограма (рисунок 2.1.10). Найпростіша теоретична динамограма нормальної роботи насоса має форму паралелограм (рисунок 2.1.10, лінія 1). Вона будується для умови, коли насос працює і герметичний, циліндр заповнений незмінною рідиною, завантаження насоса під динамічний рівень до нуля, в насосній установці не виникають динамічні навантаження, коефіцієнт заповнення насосу рівний одиниці.
Практична гирлова динамограма відображає реальне зміна навантаження на полірований шток за повний цикл качання.
Реальний графік відрізняється від теоретичного, в основному, через вплив сил інерції та вібраційних процесів у колоній стрічці (рис. 1.10, лінія 2). Внаслідок впливу сили інерції динамограма обертається на деякий кут годинникової стрілки, а довголітні коливання в колонному стріччі викликають хвильові зміни навантаження на шток в гирлі.
Розміри та форма реальної динамограми визначаються довжиною ходу полірованого штоку та діючими на нього зусиллями, які, у свою чергу, залежать від глибини спуску та діаметра насоса, частот падіння і від характеру порушень у підземному обладнанні або гідростатичного навантаження на плунжер.
Можна сформулювати наступні характерні ознаки практичних динамограмм, які в цілому дають право на укладення нормальної роботи насоса:
- лінія поведінки (рис. 1.10, лінія АB) і зняття (рис. 1.10, лінія CD) навантаження практично можуть бути прийняті за прямими;
- лінії сприйняття та зняття навантажень у практичних динамограмах паралельні з відповідними лініями теоретичної динамограми, і, отже, паралельні до одного;
- лівий нижній і правий верхні кути динамограмми гострі.
Висновок: за допомогою динамометрування, який є самим простим, доступним, а, отже, і самим розповсюдженим методом промислового дослідження та оперативного контролю за роботою СШНУ, вирішуються наступні завдання:
1) визначаються окремі параметри пласту і свердловин, і перевіряється режим роботи насосної установки: подача насоса, коефіцієнт продуктивності, коефіцієнти наповнення та подачі насоса, тиск на прийомі насоса, величина деформації труб та стійки;
2) перевіряється працездатність роботи ШГН і виявляються механічні несправності окремих вузлів підземних приладів: негерметичність припливних та нагнітальних насосів, прихват плунжера, обрив штанги, неправильність монтажу насоса, негерметичність труб та ін.
2.2 Проектування режимних параметрів роботи свердловини
2.2.1. Розрахунок технологічних параметрів роботи свердловини
Вихідні дані:
| Параметри | Одиниці виміру | Показники |
| Глибина свердловини (Н) | м | 3859 |
| Діаметр експлуатаційної колони (D) | м | 0,154 |
| Пластовий тиск (Pпл) | МПа | 41,34 |
| Тиск насичення нафти газом (Рн) | МПа | 5,1 |
| Густина дегазованої нафти (ρн) | кг/м3 | 828 |
| Густина пластової води (ρв) | кг/м3 | 1130,0 |
| Прогнозований дебіт рідини (Qр) | т/доб | 39 |
| Обводненість продукції (nв) | | 0,3 |
| Динамічний рівень рідини (hд) | м | 1260 |
| Занурення насоса під динамічний рівень рідини (h) | м | 30 |
| Середній газовий фактор (G0) | м3/м3 | 33,3 |
| В’язкість дегазованої нафти (μнд) | Па·с | 4,63·10-3 |
| Густина газу (ρг) | кг/м3 | 0,768 |
| Пластова температура (Тпл) | К | 103+273=376 |
| Густина повітря при нормальних умовах (ρп) | кг/м3 | 1,293 |
| Температура нейтрального шару (Тнш) | К | 280 |
| Глибина нейтрального шару (Lнш) | м | 20 |
| Температура при стандартних умовах (Тст) | К | 293 |
| Температура при нормальних умовах (Т0) | К | 273 |
| Атмосферний тиск (Р0) | МПа | 0,1 |
| Коефіцієнт пружності (модуль Юнга) (Епр) | Па | 2·1011 |
Вибір обладнання та режиму роботи свердловини проводимо за допомогою діаграм А.Н. Адоніна.
1. Визначаємо спочатку густину рідини, кг/м3:
=
·(1
)+
· = 828·(1 0,30) + 1130·0,3 = 918,6 кг/м3;2. Коефіцієнт продуктивності свердловини:
К=
т/доб·МПа,К=
= 2,176 т/доб.3. Визначаємо глибину спуску насоса:
L= Н
= 3859 
+30 =2599 м.4. При заданому проектному дебіту рідини 39 т/добу і глибині підвіски насосу 2599 м по діаграмі Адоніна вибираємо насос діаметром 32 мм. Нормальна робота глибинного насоса забезпечується при коефіцієнті подачі насоса
=0,6. Тому вибираємо верстат-качалку типу 8СК-12-3,5-8000 з максимальною довжиною ходу полірованого штока 3,5 м.Ѕ
=1,5 м; dпл=0,032 м; αн = 0,6; n =15.1 2 3