Ефремо-Зыковское месторождение открыто в 1956 году. Действующим проектным документом является технологическая схема разработки, выполненная в 1984 году ЦНИЛом объединения «Оренбургнефть» и утверждённая ТЭС объединения 20 декабря 1984 года.

Месторождение разрабатывается с 1978 года. По состоянию на 1 января 2000 года накопленная добыча нефти по месторождению составила 236,4 тыс.т. Добывающий фонд скважин 7, из которых две скважины находятся в бездействии.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Особенности эксплуатации скважин штанговым скважинным насосом

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

ШСНУ включает оборудование:

а) наземное-станок-качалку (СК), оборудование устья;

б) подземное-насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Основными элементами СК являются стойка с балансиром, два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноременная передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

ШСН состоит из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.

Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняется 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 одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг - двойного действия. Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в трубопровод.

2.2 Наземное и подземное оборудование ШСНУ

Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН. В настоящее время на промыслах используются станки-качалки по ГОСТ 5866-76, например СК5-3-2500, указано: 5-наибольшая допускаемая нагрузка Р мах на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1 т = 10 кН); 3-наибольшая длина хода устьевого штока; 2500-наибольший допускаемый крутящий момент Мкр.мах на ведомом валу редуктора в кг•с. Дополнительно СК характеризуют числом n качаний балансира (двойных ходов) в мин., которое изменяется от 5 до 15 мин. Серийным производством пока освоено шесть типоразмеров (длина хода до 3,5 м; нагрузка до 120 кН; крутящий момент до 56 кН). Не выпускают станки-качалки в холодостойком исполнении.

Смонтирована СК на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель установлен на поворотной салазке. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спуско-подъёмного (талевого блока, крюка, элеватора) и скважинного оборудования при ПРС.

Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для её сочленения с устьевым штоком к штангам имеется гибкая канатная подвеска. Она позволяет также регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра и устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Длина хода устьевого штока меняется путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний n (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой с большим или меньшим диаметром, то есть регулирование работы СК дискретное.

Известны различные конструкции ШСН. Остановимся на конструктивных особенностях тех насосов, которые выпускает отечественная промышленность для нормальных и осложненных условий эксплуатации

По способу крепления в колонне НКТ различают вставные (НСВ), невставные (НСН) скважинные насосы (ОСТ 26-1424-76).

Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Насос НСВ1 включает цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапаны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра, а нагнетательный-плунжера. Для повышения надежности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло-шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 она составляет от 2500 до 3000 м.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах.. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НСН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан .При работе клапан сажается в седло корпуса .Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъёмом, а также для замены клапана без подъёма НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгружен. Аналогично насосу НСВ2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.

Для откачки высоковязкой жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых является рабочим, а другой создаёт дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НСВД в отличии от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего плунжера имеет дополнительный всасывающий клапан, что создаёт дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости.

Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера.

Штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускают штанги из легированных сталей, диаметром (по телу) 19, 22, 25 мм и длиной 8 м для нормальных условий эксплуатации. Для регулирования длины колонны штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги «футовки» длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. На утолщённом высаженном конце штанги имеются резьбовой ниппель под муфту, участки квадратного сечения под захват штанговыми ключами, упорные и опорные бурты в переходной зоне для посадки штанг на элеваторы при СПО. Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготовляется без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Резьба штанг и муфт должна быть защищена предохранительными колпачками и пробками от повреждений, грязи и влаги.

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ. Устьевое оборудование типа ОУ включает: устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

2.3 Технико-эксплуатационная характеристика скважины № 15

Скважина №131 Карповского месторождения имеет:

- искуccтвенный забой Hскв = 1747 м;

- эксплуатационная колонна Dэкс = 146 мм;

- дебит Q = 8 т/сут;

- текущее пластовое давление Рпл = 5,9 м;

- давление насыщения Рнас = 5,7 МПа;

- плотность нефти ?н = 861 кг/м3;

- плотность воды ?в = 1111 кг/м3;

- обводненность nв = 50 %;

- газовый фактор Го = 25,4 м3/т;

2.4 Расчет технологического режима работы скважины и выбор необходимого оборудования

Основной задачей при выборе оборудования штанговой скважинной установки и установления его работы является отбор заданного дебита жидкости с наилучшими техническими показателями.

К последним относится:

Наиболее полное использование установленной мощности ШСНУ.

Безаварийность работы установки, обеспечивающая ограничение межремонтного периода только плановопредупредительным ремонтом. Таким образом, выбранное оборудование и установленный режим его работы должны исключить аварийные случая, в первую очередь обрыв штанг, как наиболее слабого звена установки.

Обеспечение оптимальной величины коэффициента подачи ШСНУ.

Минимально возможная величина подвески глубинного насоса и, следовательно, минимально установленная мощность установки.

Работа ШСНУ должна быть увязана с работой пласта, т.е. с продуктивной характеристикой скважины.

Основным звеном ШСНУ является станок-качалка, от типа и технологической характеристики которого будут завесить параметры режима работы. Выбор типа станка-качалки производится АаНИИ (А.Н. Адонина) в зависимости от дебита и глубины подвески.

1 Расчет следует начинать с глубины подвески насоса:

Определяем глубину подвестки насоса, которая находится по формуле:

где L - глубина подвески насоса, м;

- динамический уровень, м;

h - глубина погружения под динамический уровень м.

Динамический уровень можно определить по формуле:

где - динамический уровень, м;

- глубина скважины, м;

- динамический столб жидкости (от забоя), м.

Динамический столб жидкости (от забоя) определяется по формуле:

где - динамический столб жидкости (от забоя), м;

- забойное давление, Па;

- плотность смеси, кг/м3;

- ускорение свободного падения, м/с2.

Плотность смеси определяется по формуле:

где - плотность смеси, кг/м3;

- плотность нефти, кг/м3;

- обводненность;

- плотность воды, кг/м3.

Подставив численные значения в формулу определяем:

Из величин, слагающих глубину подвески насоса, трудно представить выбор глубины погружения под динамический уровень h, которая будет зависеть от конкретных местных условий данной скважины.

Основным принципом (условием) выбора является обеспечение оптимального коэффициента подачи ШСНУ. Под оптимальным подачи понимается его значение, которое получается при наименьшем погружении насоса под динамический уровень.

На практике встречаются три наиболее оптимальных случая, когда величина погружения может быть довольно строго обоснована:

1) Скважина сильно обводнена, так что влиянием на работу насоса можно пренебречь;

2) Нефть имеем значительный газовый фактор;

3) В скважине при добыче интенсивно отлагается парафин.

В связи с этим глубину погружения насоса под динамический уровень h определяют от зависимости от давления на приеме насоса, определяется по формуле

где - глубина погружения под динамический уровень, м;

- плотность смеси, кг/м3;

- ускорение свободного падения, м/с2;

- давление на приеме насоса.

- давление насыщения, равная 5 МПа, следовательно:

Подставив численные значения в формулу определяем:

Подставив все численные значения в формулу(1), находим:

2. По дебиту = 8 (т/сут) и подвеске насоса L =1685 (м) выбираем станок-качалку СК6-2,1-2500 с числом качаний (м) и = 2,1 (м), и диаметр насоса (мм).

Выбираем двухступенчатую колонну штанг () с верхней ступенью d = 22 мм, %В = 28 %, q1 = 3,14 кг/м и нижней ступенью d = 19 мм, %Н = 79 %, q2 = 2,35 кг/м, длина верхней и нижней ступени l1=472 и l2=1213.

3. Определение параметров работы насоса: диаметр насоса D; числа качаний n и длины хода S производится, исходя из получения минимальных нагрузок на штанги. Задаваясь стандартными минимальными значениями длины хода S для выбранного станка-качалки находим число качаний n, по формуле

где n - число качаний станка качалки, об/мин;

Q - дебит скважины, т/сут;

S - длина хода полированного штока, м;

- принятый коэффициент подачи, (0,65 ? 0,8);

q - вес 1 метра штанг, кг/м.

где q - вес 1 метра штанг, кг/м;

%В - процентное соотношение верхней ступени штанг;

q1 - вес 1 метра (с учетом муфт) верхней ступени штанг, кг/м;

%Н - процентное соотношение нижней ступени штанг;

q2 - вес 1 метра (с учетом муфт) нижней ступени штанг, кг/м.

Подставив числовые данные в формулу получим:

Подставив числовые данный в формулу определяем:

Площадь плунжера определяем по формуле:

где F - площадь плунжера, м2;

Q - дебит скважины, т/сут;

S - длина хода полированного штока, м;

n - число качаний станка-качалки, об/мин;

- принятый коэффициент подачи, (0,65 ? 0,8);

- плотность смеси, т/м3.

Подставив численные значения в формулу определяем:

Диаметр насоса для соответствующую длинам хода полированного штока определяем по формуле:

где D - диаметр насоса, м;

F - площадь плунжера, м2;

Подставив численные значения в формулу вычисляем:

4. Для каждого режима определяется параметр, характеризующий выносливость штанг - вероятная частота обрывов в год, определяется по формуле:

где - частота обрывов штанг;

В - коэффициент, зависящий от качества стали;

n - число качаний, об/мин;

D и dшт - диаметр соответственно насоса и штанг, м;

К - константа, характеризующая физические свойства материала штанг, обычно К = 0,75 - 1;

L - подвеска насоса.

Параметры В и L постоянны для данной скважины, а параметр «к» можно принять, равным единице. Тогда формула запишется:

где - частота обрывов штанг;

n - число качаний, об/мин;

D и dшт - диаметр соответственно насоса и верхней ступени штанг, м.

Подставив численные значения в формулу, определяем:

"

5 Определяется максимальная нагрузка на штанги для режимов, соответствующих максимальной и минимальной длине хода полированного штока:

где Pmax - максимальная нагрузка на штанги, Н;

Fпл - площадь плунжера, см2;

- плотность смеси, кг/м2;

L - подвеска насоса, м;

qср - вес 1 метра штанг, кг/м;

b - коэффициент равный, 0,87;

S - длина хода, м;

n - число качаний, об/мин.

Подставив численные значения получаем:

6 Вычисленные параметры записываем в таблицу 1

Таблица 1 - Параметры соответствующие разным длинам хода

По минимальному числу обрывов и минимальной нагрузке выбираем второй режим.

По нагрузке выбираем станок-качалку СК6-2,1-2500;

7 Диаметр насоса округляем до ближайшего стандартного и выбираем вставной насос НВ1С-29-25-25 с диаметром 29 мм.

По комплектации станка-качалки выбираем двигатель АОП-74-4 с номинальной мощностью 20 кВт.

Диаметр НКТ 73 мм с толщиной стенки 5 мм.

8 Для того, чтобы отбор жидкости после округления диаметра насоса не изменился, корректируется число ходов насоса в (об/мин), рассчитывается по формуле:

где n - cкорректированное число качаний, об/мин;

nрасч - расчетное число качаний, об/мин;

Dрасч - расчетный диаметр насоса, м;

D - ближайший стандартный диаметр насоса, м;

Подставив численные значения в формулу получаем:

9 Производится проверка на синхронность свободных и вынужденных колебаний штанг, т.е. на кратность их отношений.

Обычно резкое увеличение усилий в штангах происходит при резонансе на 2 гармонике, та когда собственные колебания колонны штанг имеют двойную частоту по сравнению с вынужденными колебаниями. Поэтому ограничиваются проверкой только этого случая. Полученное число качаний сравнивается с предельным числом качаний в (кач/мин).

где L - глубина подвески насоса, м.

Подставив численные значения получаем:

10 После того, как окончательно принимается число качании, производится проверка режима ШСНУ по параметру µ (16), характеризующего режим откачки.

где L - глубина подвески насоса, м;

a - скорость распространения звука в металле штанг, а = 5100 м/с

- угловая скорость вращения кривошипов, (рад), определяется по формуле:

где n - скорректированное число качаний, об/мин.

Подставив численные значения в формулу (16) получаем:

Возникающие при работе ШСНУ в штангах собственные колебания и вызываемые ими деформации могут зависеть от µ и ?/S (? - суммарное удлинение штанг и труб от веса столба жидкости) уменьшить или увеличить пробег плунжера и тем самым уменьшить или увеличить производительность насоса.

В таблице 2 приводится интервалы значений µ; при различных ?/S, при которых работа штанговой насосной установки не желательна.

Таблица 2 - Нежелательные интервалы значения µ

Параметр режима откачки µ для данной скважины не находится в нежелательных интервалах.

Общее удлинение штанг будет слагаться из удлинений отдельных ступеней, и рассчитываться по формуле:

где Fпл - площадь сечения плунжера, см2;

? - плотность жидкости, кг/м3;

L - подвеска насоса, м;

Е - модкль упругости стали, равный 0,21 · 1012 Па;

f1 и f2 - соответственно площади поперечного сечения верхней и нижней ступеней штанг, см2;

a и b - доли длины штанг верхней и нижней ступени;

где d - диаметр штанг, cм.

Подставив численные значения получаем:

"

11 В том случае, если скорректированное число ходов не равно стандартному, и по условию работы изменение дебита не допустимо, то на электродвигателе устанавливается специально изготовленный шкив, диаметр которого определяется:

где n - расчетное скорректированное число качаний, об/мин;

Dр -диаметр шкива редуктора, 0,8 м;

i - передаточное число редуктора равное 38;

nм - число оборотов вала электродвигателя, 750 об/мин.

Подставив численные значения в формулу получим:

12 Материал штанг подбирается по приведенному напряжению.

Приведенное напряжение определяется по формуле(2)

где - максимальное напряжение в опасном сечении колонны, которая равно:

где Pmax - максимальная нагрузка в точке подвески штанг определяется по следующей формуле:

где Pж - вес столба жидкости над плунжером, который равен:

где q1 и q2 - вес 1 метра соответственно верхних и нижних штанг, кг/м;

l1 и l2 - соответственно длина верхней и нижней ступеней штанг, и м соответственно;

b - коэффициент потери веса штанг в жидкости, 0,9;

m - фактор динамичности, 0,024.

Подставив численные значения в формулы получим:

Предельная амплитуда изменения напряжения вычисляется по формуле:

где ? - плотность жидкости, кг/м3;

Dпл и d - соответственно диаметр насоса и штанг, мм;

?шт - плотность материала штанг, ?шт - 7850 кг/м3;

L - глубина подвески насоса, м;

S - длина хода полированного штока, м;

ес = 1,05 средний кинематический коэффициент станка- качалки;

- угловая скорость кривошипов.

получим:

Подставив полученные значения в формулу 21, получим:

Выбираем штанги с приведенным напряжением 70 МПа.

13 Определяем мощность электродвигателя

В литературе приводится ряд формул для определения мощности электродвигателе.

Наиболее точными являются формулы Авинмаша, Ефремова, и АаНИИ.

Необходимая мощность рассчитывается по формуле Ефремова Д.В.:

где Dпл - диаметр плунжера насоса, м2;

S и n - длина хода и число качаний;

? - плотность жидкости, в кг/м3;

Hдин - динамический уровень, м;

- К.П.Д. насоса, = 0,9;

- К.П.Д. станка-квчалки, 0,82;

к - коэффициент степени уравновешенности станка-качалки. Для уравновешенной системы к = 1,2;

- коэффициент подачи насосной установки, (0,65?0,85).

Подставив численные значения в формулу получим:

Установленный электродвигатель АОП-72-4 подходит, т.к. номинальная мощность электродвигателя 20 кВт больше расчетного 1,75 кВт.

В результате выполненного расчета подобрали следующее оборудование:

- устьевой шток ШСУ31-2600;

- подвеску сальникового штока ПСШ-6;

- клиновидный ремень В-4000;

- станок-качалку СК6-2,1-2500;

- дебит Q = 8 т/сут;

- Диаметр НКТ 73 мм с толщиной стенки 5 мм;

- вставной насос НВ1С-29-25-25;

- электродвигатель АОП-72-4

2.5 Факторы, влияющие на работу ШСНУ и борьба с ними

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приёме насоса, повышенным содержанием песка в продукции, наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъёму жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приёме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Это применение насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера, либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса.

Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. Перед входом в приём насоса осуществляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа. Сбор газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъёма жидкости.

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 м) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости выходящего потока ниже приёма, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г\л.

Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации.

Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшением отбора жидкости.

Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину.

Песочные якори (сепараторы) и фильтры, устанавливаемые у приёма насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия жидкость изменяет направления движения на 180, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают.

Однако полностью избежать вредного влияния песка не удаётся. Некоторое его количество поступает в насос и приводит к износу пары плунжер- цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин.

Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки - завихрители. При движении штанг создаётся завихрение струи, что препятствует оседанию песка над насосом. При остановке СК песок, находящийся в жидкости, оседает на верхние торцевые площадки скребков-завихрителей, а не на плунжер насоса.

При большой кривизне ствола скважине наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения отворотов штанг и удаления парафина при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители.

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъёма таких нефтей на поверхность - штанговый скважиннонасосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической эффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. При откачке нефтей с вязкостью более 500 Мпа С может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

При откачке высоковязких нефтей используют специальные двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний от 3 до 4 мин. и длину хода от 0,6 до 0,9 м.).

Снижение вязкости откачиваемой жидкости можно достичь подливом растворителя (маловязкой нефти) или воды, подогревом откачиваемой жидкости у приёма насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

При обводнённости продукции n = 0,4 - 0,8 водонефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия неустойчивая, то на забое накапливается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности СК. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастает износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подьёме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъём колонны штанг из-за уплотнения парафина.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин с помощью паропередвижной установки.

Пропарку труб осуществляют и в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное пространство подают пар, который через насос поступает в НКТ. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидным линиям поступает на сборный пункт. Вместо пара подают и нагретую нефть.

Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка от 5 до 8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачиваются при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Техника безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ

Насосный способ добычи нефти наиболее распространён. Опасность травмирования персонала при обслуживании скважин, эксплуатируемых этим способом, связана в основном с наличием движущихся частей СК и необходимостью выполнения различных операций по проверке технического состояния, изменению режима работы и ремонт наземного оборудования. К числу таких операций относятся , например, работы по замене клиновидных ремней, снятию и установке канатной подвески, изменению длины хода и числа качаний балансира СК, а также по замене балансира.

Определенные опасности возникают при обслуживании устьевой арматуры, замене полированного штока, динамометрировании и других работах.

Одно из основных условий надёжной работы СК - наличие системы уравновешивания для равномерного распределения нагрузки на двигатель при ходе вверх и вниз. Это достигается установкой противовесов на хвосте балансира или на кривошипе СК. Грузы балансирного противовеса должны иметь массу не более 40 кг каждый. Способ крепления грузов должен исключать возможность самопроизвольного перемещения и падения их с кривошипов.

Весьма важное значение в создании безопасных условий выполнения различных операций имеют надёжность и удобства расположения тормозного устройства СК. Оно должно обеспечивать плавное и надежное торможение при давлении на тормозную рукоятку не более 1,5 Мпа.