5. Работа. Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин
 Скачать 0.85 Mb.
|
2.4 Условия применения штанговых насосовОбласть рационального применения УСШН на Лянторском месторождении ограничена дебитами от 20 до 30 м3/сут. Для этих условий достаточно применять насосы с диаметром плунжера 28 мм, 32 мм, 38 мм и 44 мм. Оптимальные значения диаметра плунжера Dпл в зависимости от дебита жидкости Qж приведены в таблице 2.4 (8, С. 91). Таблица 2.4 – Оптимальное значение диаметра плунжера Dпл в зависимости от дебита жидкости Qж.
При выборе насоса необходимо подобрать не только диаметр плунжера, но и тип насоса. В настоящее время насосы выпускаются в соответствии с ОСТ 26-16-06-86. Для использования на Лянторском месторождении рекомендуются насосы, имеющие типоразмеры в таблице 2.5. В таблице 2.5 отсутствуют насосы НВ2Б, НВ1БТ.И, НВ1БД1, НН2БУ, ННБА, НН2БТ.И, т.к. эти насосы предназначены для условий, гораздо более тяжелых, чем на Лянторском месторождении. Насосы вставного типа НВ предпочтительны в скважинах с высотой подъема жидкости более 1000 м и при часто проводимых спускоподъемных операциях. Насосы невставного типа требуют подъемных труб меньшего размера и обеспечивают подъем больших объемов жидкости, чем насосы НВ. Насосы с символом «С» в шифре – НВ1С, НН1С, НН2С – имеют составной втулочный цилиндр и предназначены для эксплуатации в неосложненных условиях. Насосы с символом «Б» в шифре имеют безвтулочный цельный цилиндр и предназначены для работы в более тяжелых условиях, чем насосы с составным цилиндром (8, С. 92). Насосы НВ1Б, НВ2Б, НН2Б рекомендуются для эксплуатации при отсутствии осложняющих факторов. При осложненных условиях следует применять насосы специального назначения (9, С. 130). При заметном влиянии песка следует применять насосы в абразивостойком (износостойком) исполнении НВ1Б..И, НН2Б..И. Нефти Лянторского месторождения при обводненности от 40 до 70% могут образовывать высоковязкую водонефтяную эмульсию. При высокой вязкости жидкости рекомендуются использовать насос НН1БД1. Этот насос является двухплунжерным с гидроусилителем и предназначен для добычи жидкости вязкостью до 300 мПа∙с. На подгазовых зонах при повышенном содержании газа в пластовой жидкости рекомендуется применять специальный насос с гидроусилителем НВ1БД2 (8, С. 94). Таблица 2.5 – Типоразмеры скважинных штанговых насосов, рекомендуемые для применения на Лянторском месторождении
Важной характеристикой насоса является группа посадки плунжера. Зазор в плунжерной паре зависит от группы посадки, смотри таблицу 2.6. Таблица 2.6 – Соотношение группы посадки и зазора в плунжерной паре
Состояние пары плунжер-цилиндр существенным образом сказывается на работоспособности штанговой установки. Исследования надежности УСШН, проведенные институтом АзНИПИнефть, показали, что 15-30% преждевременных подъемов насосов происходит из-за несоответствия начального зазора пары условиям эксплуатации. Для оперативного выбора группы посадки можно использовать следующие рекомендации: при высокой температуре или повышенной вязкости жидкости – 2 и 3 группы; при низкой температуре или пониженной вязкости жидкости – 1 группа; при высоте подъема жидкости <1200 м – 2 группа; при высоте подъема жидкости >1200 м – 1 группа; при больших значениях Nв, Dпл, Sшт∙Nк – 1 группа; при повышенном устьевом давлении – 1 группа. Для Лянторского месторождения рекомендуется использовать насосы 1 группы при Nв> 50% и – 2 группы при Nв <50%. Глубина спуска насоса, погружение под динамический уровень, давление и газосодержание на приеме насоса являются взаимосвязанными величинами. Оптимальное с технико-экономической точки зрения значения этих величин могут быть выбраны лишь на основе эксплуатации УСШН на данном либо схожем по условиям месторождении. На месторождениях Западной Сибири погружение составляет 200 – 500 м при давлении на приеме 2,5 – 4,5 МПа. Для условий Лянторского месторождения при отсутствии газозащитных устройств на приеме насоса рекомендуется принимать погружение в зависимости от обводненности в пределах от 200 м при высокой обводненности (Nв = 100%) до 400 м при нулевой обводненности. При защищенном приеме насоса эти цифры составят 150 м и 200 м соответственно (8, С. 95). На месторождении существует геолого-технические ограничения глубины динамического уровня. Согласно требованиям разработки забойное давление должно быть не меньше, давление насыщения. Максимально допустимая глубина динамического уровня Нур max, соответствующая минимально допустимому забойному давлению Рзб min при затрубном давлении 1,0 МПа и плотности жидкости между забоем скважины и приемом насоса 950 кг/м3, смотри таблицу 2.7. Таблица 2.7 – Максимально допустимая глубина динамического уровня, допустимое забойное давление по пластам АС 9-11
Рекомендуется избегать установки насоса в зонах повышенной кривизны ствола скважины. При работе насоса в таких зонах может происходить заклинивание плунжера в цилиндре. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||