Реферат: Эксплуатация скважин с использованием плунжерных лифтов

Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса, который спускается в скважину под динамический уровень на насосно-компрессорных трубах диаметром 38-102мм. и штангах диаметром 16-25мм. индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят: тройник с сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.

При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию (рис. 2).

Скважинный штанговый насос - гидравлическая машина объемного типа, где уплотнения между плунжером и цилиндром достигается за счёт высокой прочности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. В зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре "цилиндр-плунжер" выпускают насосы четырёх групп посадок.

Цилиндры насосов выпускают в двух исполнениях:

ЦБ - цельный (без втулочный), толстостенный;

ЦС - составной из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

В зависимости от назначения и области применения скважинных насосов плунжеры и пары "седло-шарик" клапанов выпускаются различных конструкций, материальных исполнении и различными видами уплотнений их рабочих поверхностей.

Плунжеры насосов выпускают в четырёх исполнениях:

П₁Х - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;

П₂Х - то же, но без цилиндрической расточки на верхнем конце;

П₁И - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

П₂И - то же, без цилиндрической расточкой на верхнем конце.

Пары "седло-шарик" клапанов насоса имеют три исполнения:

КБ - то же, с седлом с буртиком;

КН - с цилиндрическим седлом из твёрдого сплава и шариком из нержавеющей стали.

Конструктивно все скважинные насосы из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены потребителем изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.

Насос состоит из составного цилиндра исполнения ЦС, на нижний конец которого навёрнут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец - замок, плунжера исполнения П₁Х, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые соединения которого навинчены: снизу - сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху - клетка плунжера.

Рис. 2. Схема штанговой скважинно-насосной установки: 1 - Эксплуатационная колонна; 2 - Всасывающий клапан; 3 - Цилиндр насоса; 4 - Плунжер; 5 - Нагнетательный клапан; 6 - Насосно-компрессорные трубы; 7 - Насосные штанги; 8 - Крестовина; 9 - Устьевой патрубок; 10 - Обратный клапан для перепуска газа; 11 - Тройник; 12 - Устьевой сальник; 13 - Устьевой шток; 14 - Канатная подвеска; 15 - Головка балансира; 16 - Балансир; 17 - Стойка; 18 - Балансирный груз; 19 - Шатун; 20 - Кривошипный груз; 21 - Кривошип; 22 - Редуктор; 23 - Ведомый шкив; 24 - Клиноременная передача; 25 - Электродвигатель на поворотной салазке; 26 - Ведущий шкив; 27 - Рама; 28 - Блок управления.

Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленный контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой "седло-шарик" исполнения КБ или К.

Скважинный насос спускается на колонне насосных штанг в колонну НКТ и закрепляется в опоре.

Принцип работы заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность.

Конструктивно скважинные насосы состоят из цельного цилиндра исполнения ЦБ с всасывающим клапаном, навинченным на нижний конец. На всасывающий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса.

Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер исполнения П₁Х с нагнетательным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Клапаны насосов комплектуются парой "седло-шарик" исполнения К или КБ. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закреплённый контргайкой.

В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор. Насос спускается в колонну НКТ на колонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

Принцип работы насоса НСН1 аналогичен принципу насоса НСВ1, однако цилиндр насоса НСН1 спускается на колонне НКТ, а плунжер с клапанами - на колонне насосных штанг. При подъёме штанг головка захватного штока упирается в наконечник плунжера и обеспечивает извлечение соединенного с ним всасывающего клапана для слива из колонны НКТ.

Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение. Крившипнно шатунный механизм в целом преобразовывает в возвратно-поступательное движение балансира, который вращается на опорной оси, укреплённой на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение канатной подвеске, штангам и плунжеру.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящиеся под плунжером, поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером.

Таким образом, ШСН - поршневой насос однородного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

В установках центральной системы рабочий агент закачивается в насосно-компрессорные трубы, а продукция скважины поднимается по затрубному пространству. Установки этого типа используются в высокопродуктивных скважинах, в том числе при форсированном отборе, позволяют при данном диаметре эксплуатационной колонны получить максимальные дебиты. Дебиты могут достигать 2000 м³/сут по колонне диаметром 168 мм при диаметре НКТ 60 и 73 мм. Однако при такой системе обсадная колонна подвержена воздействию и пластовой жидкости, и нагнетаемого газа, что может быть причиной коррозии, эрозии, отложения парафина, солей и т. п. Эти трудности ограничивают область применения таких установок. При периодическом газлифте определенный объем пластовой жидкости накапливается в скважине выше рабочего клапана, в камере замещения, оборудованной обратным клапаном, а затем рабочий агент быстро подается в затрубное пространство, вытесняя жидкость в трубы, и поступает туда, выбрасывая порцию жидкости на поверхность, после чего поступление рабочего агента прекращается и наступает этап накопления жидкости. При периодическом газлифте обычно применяют специальные устройства, регулирующие подачу рабочего агента с поверхности или в скважине по времени или по давлению на устье или на уровне рабочего клапана. Существуют и комбинированные системы управления. Периодический газлифт целесообразно применять в скважинах, имеющих следующие характеристики: низкие забойное давление и коэффициент продуктивности; низкое забойное давление и высокий коэффициент продуктивности; высокое забойное давление и низкий коэффициент продуктивности. В зависимости от условий эксплуатации для периодического газлифта могут применяться описанные выше установки открытого, полузакрытого и закрытого типов, снабженные устройством для отсечки подачи рабочего агента на поверхности или на забое. В этом случае применяются рабочие клапаны, управляемые давлением жидкости в трубах или перепадом давления (дифференциальные). В скважинах с высокой продуктивностью следует применять закрытые установки, чтобы избежать задавливания жидкости в пласт в начальный период цикла. Специально для периодического газлифта применяются установки камерного типа, наиболее подходящие для скважин с низким пластовым давлением, особенно при высоком коэффициенте продуктивности. Кроме того, камерные установки позволяют, по сравнению с установками других типов, подавать за каждый цикл больший объем жидкости и за счет этого лучше использовать рабочий агент. В результате получается больший дебит скважины и меньший удельный расход рабочего агента. Существует два основных типа камерных установок.

Двухпакерная установка. В качестве камеры замещения в такой установке используется объем ствола скважины, ограниченный двумя пакерами. Такая установка проста по устройству, легко обслуживается и позволяет получить наибольший объем камеры с клапаном при ограниченной длине. Однако эти установки не следует применять при очень большой толщине продуктивного пласта (превышающей несколько десятков метров), поскольку пакер можно установить только выше перфорационных отверстий, а по мере снижения пластового давления оно может стать недостаточным для подъема жидкости на такую высоту, чтобы заполнить камеру. Установка со вставной камерой состоит из одного (верхнего) пакера и размещенной ниже него камеры с обратным клапаном. Такая конструкция позволяет устанавливать камеру на максимальной глубине и благодаря этому вести добычу нефти из истощенных пластов с минимальным забойным давлением. В этом случае камера размещается в зумпфе ниже уровня перфорации и заполняется нефтью под действием, силы тяжестей Принцип действия обеих камерных установок аналогичен. Рабочий цикл состоит из следующих этапов.

-    Пластовая жидкость заполняет камеру через всасывающие клапаны. Степень заполнения определяется пластовым давлением. Выделяющийся газ отводится через трубы.

-       После заполнения камеры начинается подача рабочего агента в верхнюю часть камеры. При этом закрывается всасывающий клапан и жидкость через перепускную трубку вытесняется в насосно-компрессорные трубы и выбрасывается на поверхность газом. B виде жидкостной пробки.

-       После выброса жидкости прекращается подача рабочего агента, давление в камере падает до давления в сепараторе и цикл повторяется.

Заключение

Существует две основные разновидности газлифта - периодический и непрерывный. При этом газ в скважину может подаваться по кольцевому пространству (кольцевая система) или по НКТ (центральная система). Скважины с большими дебитами следует эксплуатировать непрерывным газлифтом. В этом случае рабочий агент (газ) непрерывно закачивают в поток продукции скважины, обычно через рабочий клапан, обеспечивая подъем жидкости, эквивалентный естественному фонтанированию. Применять непрерывный газлифт целесообразно в скважинах с большим коэффициентом продуктивности и высоким забойным давлением. Расход газа регулируется штуцером или регулятором газораспределительной батареи (ГРБ), а также штуцером рабочего клапана.

Для повышения эффективности периодического газлифта может применяться плунжер - своеобразный поршень, движущийся в трубах с минимальным зазором, чтобы уменьшить величину стекания жидкости по стенкам труб, и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически закрывается и плунжер падает вниз, а при ударе о нижний амортизатор происходит открытие клапана и плунжер готов к следующему циклу. Для эксплуатации нескольких объектов применяются установки для одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких горизонтов в одной скважине, при этом горизонты разделяются пакерами, колонны НКТ спускаются параллельно на каждый горизонт, а газ закачивается в затрубное пространство.

Работу отдельных объектов регулируют подбором штуцеров в рабочих клапанах. Расчет такой установки сложнее, чем обычной, так как работа одного пласта (открытие и закрытие клапанов) влияет на работу другого, поэтому система должна проектироваться так, чтобы давление в затрубном пространстве оставалось постоянным.

Список литературы

1.   Аренс В.Ж. Скважинная добыча полезных ископаемых (геотехнология). - М.: Недра, 1986. - 279с.

2.      Белов И.Г. Теория и практика периодического газлифта. - М.: Недра, 1975. - 144с.

.        Возможность использования энергии взрыва для интенсификации скважной добычи геотехнологическим способом. / В.Н. Александров, И.Ф. Садыков и др. - Казань: КГТУ, 2004.

.        Ефремов А.В. Прогнозирование дробления горных массивов взрывом. - М.: Наука, 2002. - 384с.

.        Системы газлифтной добычи нефти. // Техника и технология добычи нефти. - М., 1999.