Главная Обратная связь

Дисциплины:






Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера



Динамика работы установки ШСН очень сложна. При ходе вверх статистические нагрузки в точке подвеса штанг складываются из веса штанг Ршт и веса столба жидкости Рж. В н.м.т. в результате изменения направления движения, когда возникает максимальное ускорение, к ним добавляется сила инерции Рi , направленная вниз; кроме того, действует сила трения Ртр, также направленная вниз. Таким образом, максимальная нагрузка, возникающая в точке подвеса штанг при начале хода вверх, будет равна:

 

Рmαx = Ршт + Рж + Рi + Ртр

 

При ходе вниз нагнетательный клапан открывается, и гидростатическое давление над и под плунжером выравниваются. Поэтому нагрузка от столба жидкости со штанг снимается и передается на трубы т.к. имеющийся в цилиндре всасывающий клапан при ходе вниз закрыт. Силы инерции также направлены вверх, т.е. в сторону, противоположенную направлению движения. Поэтому нагрузка в начале хода вниз будет минимальной:

 

Рmin = Pшт - Рi - Ртр

 

Силы Рi + Ртр составляют малую долю от Pшт+ Рж , обычно они не превышают 5-10%. Поэтому их влияние на ход плунжера невелико.

 

 

Влияние статических нагрузок

 

Сила Рж действует попеременно то на штанги (ход вверх), то на трубы (ход вниз). В результате этого при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются на величину λш которая определяется по закону Гука:

λш =

 

Одновременно с этим, в результате снятия с труб силы Рж, последние укорачиваются на величину

Полезный ход плунжера составит:

 

S nл = S – (λш + λm )

 

λ = λш + λm =

 

 

Рж – вес столба жидкости, действующий на плунжер;

L – длина штанг;

Е – модуль Юнга;

fш, fm - площадь сечения штанг и труб.

 

Нагрузка от веса столба жидкости определяется как произведение площади сечения плунжера fп на разность давлений ΔР = Рн – Рпр, действующих снизу Рпр и сверху Рн на поверхность плунжера.

 

Рж = fn · (Pн - Рпр)

 

Величина Pн – давление над плунжером, складывается из:

 

Рн = Р1 + Ру + Р2 –Р3

 

Р1 – гидростатическое давление столба жидкости;

Ру - давление на устье скважины;

Р2 - потери давления на трение жидкости в трубах при движении плунжера вверх;

Р3 – давление нагрузки в результате газлифтного эффекта, выделяющеюся из нефти и газа в НКТ.

 

Если скважина имеет кривизну и средний угол отклонения от вертикали равен β, то

 

Р1 = pж · g · L · cos β

 

Р3 – отрицательная, т.к. учитывает работу выделяющегося из жидкости газа и снижающего нагрузку на плунжер в результате газирования жидкости.



 

Р2 = λ

 

υ – скорость жидкости в трубе

 

υ =

 

Подставляя υ в Р2 получим:

 

Р2 = λ

 

d - внутренний диаметр труб;

dn - диаметр плунжера;

dш – диаметр штанг;

S – длина хода плунжера;

n - число качаний в минуту.

 

Обычно Р2 невелико, однако при откачке высоковязких жидкостей может быть значительной.

Величину Р3 определить труднее. Пологая, что в трубах происходит изотермическое расширение газа от Рнас до Ру , его работу можно определить

 

Wг = V· P0 · ln н.м/сут

 

V- расход газа м3/сут, приведенный к стандартным условиям;

 

Эта работа расходуется на поднятие жидкости, количество которой равно суточному дебиту скважины Q на некоторую высоту х, которую необходимо определить. Учитывая, что энергия Wг используются не полностью из-за потерь на трение и скольжение газа, введем понятие к.п.д. использования этой энергии η. Тогда, приравнивая работу по поднятию жидкости работе расширения газа, получим

 

 

Расход газа V определим с учетом газового фактора Г0, коэффициента растворимости газа α и обводненности n:

 

V = Q

 

Подставляя V и сокращая на Q, получим:

 

х =

 

Зная х, определим давление разгрузки от работы газа:

 

Р3 = х · p ж · g

 

К.п.д. работы газа в насосных трубах при работе ШСНУ приближенно может быть принят η = 0,4-0,5, причем меньшая цифра соответствует сильно обводненной нефти, большая - практически безводной продукции.

 

16. Исследования скважин, оборудованных штанговой глубинно-насосной установкой (ШСНУ).

ШҰСҚ-ны зерттеу ағын келуін білу және индикатор қисығын тұрғызу үшін, сондай-ақ сораптың өзінің жұмысын зерттеу, берілістік коэффициентінің төмен болу себептерін анықтау үшін қажет.

Сұйықтық алынуын өзгерту жылтыратылған шток жүрісін өзгертумен немесе тербеліс санын өзгертумен, сорап өлшемін ауыстырумен жүзеге асады.Алайда соңғы операция күрделірек, өйткені ол үшін ұңғымада түсіріп-көтеру жұмыстары жүргізілуі керек.

Дебиттің тұрақталуы бойынша анықталатын қалыптасқан режимі ұңғы шыққан соң, айдау режимінің әрбір ауысуы кезінде түптік қысым өлшенеді, ал жұмыстың осы қалыптасқан режиміне сәйкес келеді.

Эхолот – ұңғымадағы сұйықтықтың статикалық және динамикалық деңгейін анықтау үшін қажет.

ШҰСҚ динамометриясы – жүріске байланысты жылтыратылған штокқа түсетін жүктеме диаграммасын түсіру . Диаграммада ТС, сорап жұмыстарының барлық ақаулары көрініс табады және ол қондырғының жұмысы туралы толығымен маңызды ақпараттар береді.

 

17. Периодическая эксплуатация насосных скважин.

Өнімділік коэффициенттері төмен және 5-8м3/тәул-тен аспайтын аз шығымды терең емес ұңғыларды кезеңдеп пайдалану ұсынылады.

Ұзақтығы Т болатын қондырғы жұмысының бір толық циклі айдау t1 және сұйықтың жиналу t2 кезеңінен тұрады, бұл аралықта сорап жұмыс жасамайды.

Ұңғыманы кезеңдік түрде пайдаланғандағы орташа шығым келесідей анықталады:

Qср =

мұнда Q0 – үзіліссіз жұмыс кезіндегі сорап берілісі.

Ұңғыманы кезеңдеп пайдалануға ауыстыру әрқашан өнімнің біраз мөлшерін жоғалтумен байланысты. Бұл кезеңдеп пайдалану кезінде орташа интегралдық қабаттағы қысым үзіліссіз пайдалану кезіндегі қысымнан әрқашан төмен болатынымен түсіндіріледі.Периодтық пайдалануға ауысу кезіндегі өндіріс шығындарына цикл ұзақтығы әсерін тигізеді, цикл аз болған сайын шығындар да аз болады.

Үздіксіз айдап шығарумен салыстырғанда үнемділікке сорап жабдықтарының тозуының азаюы, электр энергиясын үнемдеу, аралық жөндеу жұмыстары кезеңі ұлғаю нәтижесінде жетеді. Егер бұл үнемділік ұңғыма дебитінен асса, онда мұндай ауысуда көздеген мақсатқа апарады.

Периодты түрде айдап шығаруды қалыптастыру үшін қажеті момент динамикалық деңгей сорап қабылдауына дейін түскен кездегі момент болып табылады.

Кезеңдеп пайдалануға арналған сорапты ұңғымаларды басқару станцияларында ұңғыма мен оның жұмысының қажетті тоқтап тұру кезеңін орнатуға мүмкіндік беретін уақыт режимі болады. Әдетте бұл кезеңдер сағатпен және сирек жағдайларда тәуліктермен өлшенеді.

 

18. Проектирование штанговой глубинно-насосной установкой (ШСНУ).

ШСҚ жұмысы кезінде бұл қондырғының жұмысын қиындататын ерекше жағдайлар кездеседі. Оларға мыналарды жатқызуға болады: сораптың қабылдау жеріндегі газдың көп мөлшерде болуы; айдалып алыеған сұйықтық құрамында көп мөлшерде құм болады; СКҚ-да, сорапты штангілерде парафиннің шөгуі; сорап тораптары мен СКҚ-дағы тұздардың минералдануы; ұңғылардың майысып қалуы; жоғары парафинді, тұтқырлығы жоғары мұнайлар.

Көп жағдайларда бұл қиындықтар бірге әсер етеді, сол кезде бірнеше қиындататын факторлармен бір уақытта күресу қажеттілігі туады.

Көбінесе сорап жұмысына газ әсер ету салдарынан қиындықтар туады, ол цилиндрдің толу коэффициентін төмендетеді.

Динамикалық деңгей астына сорапты батыру тереңдігінің артуы арқылы сорап қабылдауындағы қысым ұлғайған кезде қабылдау жеріндегі газдылық азаяды(газдың мұнайдағы құрамы). Сораптың қысымы қанығу қысымына тең болатындай, тереңдікке батыру кезінде газдың кері әсері мүлдем тоқтайды, себебі бұл тереңдікте еркін газ болмайды.

Сораптың толуына оның қабылдау жеріндегі газды айыру (сепарация) коэффициентін өзгерте отырып әсер етуге болады. Газды якорь деп аталатын ерекше құрылғы көмегімен құбыраралық кеңістік арқылы кететін газ үлесін ұлғайтуға болады, оның соңынан сорап цилиндріне келіп түсетін газ үлесін азайтуға болады.

ШСҚ жұмысын қиындататын басқа фактор айдалатын сұйықтықта ұсақ құмның не басқа да қажағыш қоспаның болуы болып келеді. Құм клапандар арқылы және цилиндр мен плунжер аралығындағы саңылау арқылы сұйықтық ағып кетуін ұлғайтады, ал кейде плунжердің қажалуы мен штангінің үзілуін тудырады. Құмның зиянды әсерімен күресудің әр түрлі тәсілдері қолданылады, мысалы: ұңғыманың түп маңы аймағын әр түрлі шайырлармен бекіту, әр түрлі фильтрлер (сүзгілер), сондай-ақ құмды якорьлері қолданылады.Құмды якорьде сұйықтықтың қозғалыс бағытын 1080 –қа өзгертеді және құм якорьдің төменгі бөлігінде арнайы қалтаға шөгуі. Қалта құмға толған кезде якорьді алып шығып, тазалайды.

Парафин шөгуімен туатын қиындықтар келесі әдістермен жойылады:

1. ұңғыманы периодты жылулық өңдеумен;

2. құбыраралық кеңістікке әр түрлі ерітінділерді айдаумен;

3. штангі тізбегіне пластинка тәрізді қырғыштарды бекіту;

4. шыныланған құбырлады пайдалану;

5. парафинмен күресудің анағұрлым радикалды әдісі – ұңғымадан штангі мен құбырларды алып, оларды жер бетінде буға ұстау және тазалау.

 

Тұз шөгуімен болатын қиындықтар келесідей жойылады:

1. қабатты периодты (кезеңдік) түрде әр түрлі қышқыл ерітінділерін айдау;

2. ұңғыманы құбыраралық кеңістік арқылы периодты түрде(кезеңдеп) жуу.

 

Мұндай жағдаймен күресте тұздардың химиялық құрамын жақсылап зерттеу және сәйкес ерітінділерді таңдау қажет.

Көлбеу ұңғымалардағы сорапты қолдану жұмысы кезінде құбырларда саңылау не тесік түзілетіндей немесе штангі үзілуі болатындай штангілер мен сорапты құбырлардың қажалуы байқалады. Мұндай құбылыстарды азайту үшін штангілер тізбегі арнайы муфта-ендірмемен (үстеме) жабдықталады.Алып штангі мен муфтаның құбырлармен жанасуын болдырмайтындай, құбырдың ішкі бетіне кіріп тұрады.

Тұтқырлығы > 0,5 Па · с мұнайларды шығаруда сұйықтықтың штангамен үйкеліс күші олардың төмен жүріс кезінде және де әсіресе, ұңғыма сағасындағы қысым жоғары болғанда штангінің өз салмағынан асып кетуі мүмкін және ол төмен жүріс кезінде штангілердің дұрыс ”жұмыс жасамауына ” әкеледі, яғни тұтқыр сұйықтықта штангіні түсіру жылдамдығы балансир басы қозғалысының жылдамдығынан төмен болатын жағдай.Бұл жағдайда арқанды алқада жұлқыну мен соққылар болуы, штангілер үзілуі мүмкін. Сонымен қатар, тұтқыр сұйықтықтарды айдау кезінде плунжер жоғары қозғалғанда құбырдың ішкі қабырғасы мен сұйықтықта үлкен үйкеліс күші туады. Сондай-ақ бұл күштер штангінің өз салмағымен шамалас.

 

19. Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами (ПЭЦН). Элементы оборудования установки.

Погружные центробежные насосы (ПЦЭН) – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от станции управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150-300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой.

УПЦЭН отличается малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к.п.д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. В среднем подача УЭЦН в 10 раз больше ШСНУ.

Все насосы делятся на две основные группы: обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующих насосов обычного исполнения (95%).

Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и др. механических примесей (до 1% по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 группы: 5, 5А и 6, что означает номинальный Ø обсадной колонны (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.

Всякий центробежный насос может работать при закрытой выкидной задвижке (т.А; Q = 0; Н = Нmax) и без противодавления на выкиде (т. В; Q = Q max; Н = 0).

Подбор насоса к скважинам сводится к выбору типоразмера насоса, чтобы он работал в условиях опт или рекомендуемого режима при откачке заданного дебита с данной глубины.

Насосы рассчитаны на расходы от 40 до 500 м3/сут и напоры от 450 м до 1500 м. Кроме того имеются специальные насосы для закачки воды в пласт, эти насосы имеют подачу до 3000 м3/сут и напоры до 1200 м. Напор насоса прямо пропорционален числу ступеней.

 

Насосный агрегат состоит из насоса, узла гидрозащиты, погружного электродвигателя ПЭД, компенсатора, присоединяемого к нижней части ПЭДа.

Длина корпуса насоса обычно не превышает 5,5 м. Если нужное кол-во ступеней не удается разместить в одном корпусе, то их размещают в два или 3 отдельных корпуса, составляющих самостоятельные секции одного насоса.

Узел гидрозащиты – самостоятельный узел, присоединяемый к ПЦЭН болтовым соединением. Он служит для предотвращения попадания скважинной жидкости в двигатель.

ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Кабель работает в тяжелых условиях, верхняя часть находится в газовой среде, под давлением; нижняя – в нефти и подвергается еще большему давлению. Кабель бывает круглого или плоского сечения и имеют резиновую (нефтестойкую) или полиэтиленовую изоляцию. КРБК (П) – кабель резиновый бронированный круглый (плоский) КПБК – кабель полиэтиленовый бронированный круглый.

Кабели с резиновой изоляцией предназначены для использования при номинальном напряжении электр.тока не более 1100 В, при температуре окружающей среды до 90 0С и давлении 1 Мпа. Кабели с полиэтиленовой изоляцией на 26-35% легче, чем с резиновой, могут работать при напряжении до 2300 В, температуре до 120 0С и давлении до 2 Мпа. Эти кабели обладают большей устойчивостью против воздействия газа и высокого давления. Все кабели имеют броню из волнистой оцинкованной стальной ленты, что придает им нужную прочность. Работа ЭЦН управляется станцией управления

Арматура устья скважины, оборудованной для эксплуатации ПЦЭН, состоит из крестовины, которая навинчивается на обсадную колонну. Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу и обратный клапан. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов, и она быстро перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.

 

20. Погружные винтовые насосы.

Основным элементом погружного винтового насоса ПВН является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. Приводом служит ПЭД, как и для ЭЦН, с частотой вращения вдвое меньшей.

Если для ЭЦН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно уменьшение частоты вращения вала, т.к. в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается к.п.д. и др. показатели. Внешне ПВН мало отличается от ЭЦН.

В комплект установки входят: автотрансформатор для питание ПЭД; станция управления с необходимой автоматикой и защитой; устьевое оборудование, герметизирующее устье скважины и ввод кабеля в скважину; электрический кабель круглого сечения, прикрепляемый поясками к НКТ; винтовой насос; гидрозащита электродвигателя; маслонаполненный четырехполюсный электродвигатель ПЭД.

Основной рабочий орган винтового насоса состоит из 2-х стальных полированных и хромированных винтов с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.

Внутренняя полость обойм представляет собой винтовую поверхность с шагом в 2 раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой – левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний – снизу вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие на них будут взаимно противоположны.

Винтовые насосы в противоположность ЭЦН не могут работать при закрытом выкиде. Поэтому при случайном закрытии задвижки на устье ПВН выходит из строя. Для предупреждения подобных явлений имеется предохранительный клапан, который сбрасывает жидкость из НКТ в межтрубное пространство.

Наиболее слабым местом в винтовых насосах является резиновая обойма, которая при недостатке смазки сразу выходит из строя. Винтовые насосы на вязкой жидкости работают лучше, чем на сильно обводненной продукции скважин. Они не эмульгируют нефть, как центробежные насосы. К.п.д. насоса достигает 0,8.

Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоковязких нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, попадание газа в рабочие органы насоса не вызывает срыва подачи.

 

 

21. Гидропоршневые насосы. Подача ГПН и рабочее давление.

Гидропоршневые насосы состоят из двух основных частей: гидравлического поршневого двигателя объемного типа и соединенного с двигателем общим штоком поршневого насоса двухстороннего действия. Важным элементом ГПН, управляющим его работой, является золотниковое устройство.

  Принципиальная схема гидропоршневого насоса двойного действия с золотником, схематично показанного в виде двухходового крана Рабочая жидкость нагнетается с поверхности силовым насосом по трубопроводу 1 (НКТ) и попадает в верхнюю часть цилиндра двигателя D. Одновременно нижняя полость цилиндра двигателя D сообщается с выкидной линией 2 (кольцевое пространство). Под действием давления рабочей жидкости поршень 3 совершает ход вниз. Жидкость из-под поршня выходит через золотник в выкидной трубопровод 2. В конце хода вниз золотник автоматически поворачивается на 900. Теперь рабочая жидкость поступает в нижнюю полость цилиндра двигателя, а отработанная жидкость из верхней части цилиндра попадает в выкидную линию 2. Под действием давления рабочей жидкости поршень 3 совершает ход вверх. В конце хода вверх золотник снова поворачивается на 900 и т.д.

 

 

22. Подземный ремонт скважин.

Комплекс работ, связанный с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины, называется подземным ремонтом. Подземный ремонт скважин в большинстве случаев носит характер планово-предупредительного. При ремонтных работах скважины простаивают. Продолжительность простоев скважин в связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно подразделяют на текущий и капитальный ремонты. При текущем подземном ремонте проводят следующие работы: смену насоса, ликвидацию обрыва или отвинчивания насосных штанг, смену НКТ или штанг, изменяют уровень погружения подземных труб, очищают или заменяют песочный якорь, очищают скважины от песчаных пробок желонкой или промывкой, очищают скважины от отложений парафина, или солей и т.д.

При капитальном ремонте проводят работы, связанные с изоляцией появившейся в скважине воды, ликвидацией аварии с обсадными колоннами (слом, смятие), переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, разбуриванием плотных слежавшихся пробок и т.д.

Сокращение сроков подземного ремонта скважин, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин – главная задача нефтяников.

Межремонтный период работы скважин – это продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта. Он определяется путем деления числа дней, отработанных скважиной в течение определенного периода (квартал, полугодие, год) на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Текущий ремонт скважин подразделяют на планово-предупредительный и восстановительный.





sdamzavas.net - 2020 год. Все права принадлежат их авторам! В случае нарушение авторского права, обращайтесь по форме обратной связи...