4 Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (шсну)

Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок (рисунок 9). Метод применяется в тех случаях, когда естественной энергии пласта недостаточно для фонтанирования

с кважины. Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).

Рисунок 9 - Оборудование ШСНУ

Оборудование ШСНУ включает:

‒ наземное оборудование:

а) фонтанная арматура;

б) обвязка устья скважины;

в) станок-качалка.

‒ подземное оборудование:

а) насосно-компрессорные трубы;

б) насосные штанги;

в) штанговый скважинный насос;

г) различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и

т.д.).

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачи­вания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99 %, температурой не более 130°С, содержанием сероводорода не более 50 г/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы представляют собой вертикальную кон­струкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, по­движным металлическим плунжером и шариковыми клапанами; спускаются в скважину на колонне насосно-компрессорных труб и насосных штанг. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса создается разряжение, в результате которого давление в жидкости вне насоса оказывается выше, чем внутри. Это вынуждает всасывающий клапан открыться и впустить в цилиндр насоса порцию жидкости. Одновременно, находящаяся над плунжером жидкость оказывает давление на нагнетательный клапан, прижимая его к седлу, и вместе с плунжером перемещается вверх. Через определенное количество ходов (циклов) произойдет заполнение колонны НКТ, и жидкость начнет поступать в устьевой трубопровод. При ходе вниз плунжер не совершает работы по подъему жидкости: происходит сжатие заполнившей цилиндр жидкости, закрытие всасывающего и открытие нагнетательного клапанов и переток жидкости из подплунжерной в надплунжерную область насоса.

Несмотря на большое количество созданных в настоящее время конструкций скважинных насосов, их можно разделить на два класса – невставные и вставные (рисунок 10).

а - невставной насос со штоком типа НГН-1; б - невставной насос с ловителем типа НГН-2;

1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка

Рисунок 10 - Принципиальная схема скважинных штанговых насосов

Невставные насосы, выпускаемые промышленностью под шифром НСН, имеют цельнометаллический цилиндр и полый плунжер с гладкой поверхностью, с винтовыми и кольцевыми канавками или углублениями на поверхности.

Вставные насосы (НСВ) по принципу действия не отличаются от невставных. Отличием является их монтаж в скважине: насос фиксируется на заданной глубине в замковой опоре, устанавливаемой заранее в НКТ перед их спуском в скважину.

В таблице 2 приведена периодичность контроля за работой скважин.

Таблица 2 - Периодичность контроля за работой скважин с УШГН

Контролируемый параметр	Метод контроля	Периодичность контроля
Нагрузки на штанги и подача ШГН	Динамометрирование	- после запуска скважины и выводе на режим; - при изменении режима работы; - перед ПРС; - текущий контроль не менее 2 раз в месяц.
Замер дебита жидкости с одновременной отбивкой уровня.	По счетчикам АГЗУ и волномерам.	- после запуска и вывода на режим; - при изменении режима работы; - перед ПРС.
Отбор проб жидкости на обводненность (%)		- после вывода скважины на режим; - при изменении режима работы; - текущий контроль не менее 1 раза в месяц.
4. Отбор проб на КВЧ		- после запуска и вывода скважины на режим. - текущий контроль не менее 1 раза в месяц.

Данные эксплуатации должны своевременно заноситься в эксплуатационный паспорт УШГН, ответственным за заполнение паспорта является технолог нефтепромысла.

Механизированная добыча нефти и газа с использованием скважинных штанговых насосных установок (УСШН), несмотря на ряд недостатков, ведётся на месторождении более 25 лет и является основным рекомендуемым способом эксплуатации, поскольку фактические (прогнозные) дебиты лежат в области применения этих насосов. Также можно отметить, что в области подач от 1 до 25 м³/сут УСШН имеют более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 25 м³/сут, он может достигать максимального значения (36 %). Таким образом, УСШН хорошо приспособлены для работы в условиях малого дебита скважин (что характерно для условий Сергеевского месторождения).

Глубина спуска насоса определяется по рассчитанному давлению на приеме насоса и высоте подъема жидкости. Давление на приеме УСШН рекомендуется поддерживать равным 1,5–3,0 МПа. Давление на устье не должно превышать 4,0 МПа. Минимальное давление (давление столба жидкости) на приеме насоса составляет 1,5 МПа, при этом глубина спуска насоса L, с учётом диапазона изменения среднего значения динамического уровня жидкости 1000-1300 м, составит 1200-1500 м. Для скважин с низким динамическим уровнем, с целью снижения влияния газа на работу насоса (обеспечения более полного заполнения цилиндра насоса жидкостью), необходимо рассмотреть возможность заглубления насоса.