Способ эксплуатации штанговой насосной установки
METHOD FOR OPERATION OF A ROD PUMPING UNIT

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН), для повышения эффективности и надежности эксплуатации, снижения нагрузок на насосное оборудование, повышения долговечности выкидной линии.
Известна скважинная штанговая насосная установка, содержащая насос, колонны насосных труб и штанг, пневмокомпенсатор с терморегулятором, размещенный на нагнетательной линии на устье скважины в условиях низких температур для снижения пульсации давления. Пневмокомпенсатор оборудован автоматической системой поддержания рабочего давления, состоящей из нагревательного элемента и термодатчика (RU 2724159, 22.06.2020).
Недостатками указанного технического решения являются невозможность гасить пульсацию давления в широких диапазонах, повышенные энергетические и экономические затраты на поддержание постоянной температуры, сложность системы при эксплуатации.
Известен способ добычи нефти с использованием штангового глубинного насоса, включающий изменение частоты вращения кривошипа станка-качалки и согласованное с ним через изменение угловой скорости качания балансира изменение скорости возвратно-поступательного движения устьевого штока. Частоту вращения кривошипа и согласованную с ней скорость возвратно-поступательного движения штока изменяют по синусоидальному закону, плавно ускоряя рабочий ход, при котором поступательное движение штока вверх достигает максимальной скорости при вертикальном положении шатуна и кривошипа в нижней точке, и пропорционально замедляя холостой ход. При этом достигается значительное уменьшение перегрузок на насосные штанги и привод в целом, которые имеют место в конце холостого хода вниз и в начале рабочего хода вверх при использовании традиционных технологий (RU 2381383, 10.02.2010).
Недостатком указанного способа является неравномерное изменение скорости жидкости, отклонение от ее средней величины, что приводит к перепадам давления на выкидной линии и снижению ее надежности.
Известна скважинная штанговая насосная установка, содержащая насос, колонны насосных труб и штанг, вертикальный пружинный компенсатор, установленный на нагнетательной линии с помощью отвода и фланцевого соединения. Пружинный компенсатор оборудован тремя пружинами сжатия с вертикальным расположением для равномерного распределения продольной нагрузки, сжатие которых происходит при низком, среднем и высоком диапазоне колебаний давления соответственно (RU 2743115, 15.02.2021).
Недостатком указанного технического решения является однотипная конструкция выкидной линии с постоянным значением диаметра, что не позволяет в некоторой степени снизить скорость потока жидкости и, как следствие, перепад давления.
Решаемой задачей изобретения является снижение пульсации давления штанговых установок, повышение надежности выкидной линии и увеличение ее суммарного рабочего ресурса, а также снижение затрат на техническое обслуживание устьевого оборудования.
Указанная задача решается тем, что в способе эксплуатации штанговой насосной установкой, включающем установку пружинного компенсатора на выкидной линии, согласно изобретению пружинный компенсатор устанавливают на выкидную линию, состоящую из двух участков, выполняемую с различными значениями диаметров условного прохода для снижения пульсации давления, и располагают на минимальном фиксированном расстоянии от устьевой арматуры, при этом выкидная линия содержит переход для плавного изменения скорости потока жидкости, а подбор значений большего и меньшего диаметров участков выкидной линии и расстояния от компенсатора до устьевой арматуры производят расчетным путем с помощью функции зависимости перепада давления на выходе насосной установки от времени, с учетом требуемых технических и технологических параметров насосной установки и данных о перекачиваемой жидкости и ее реологических свойствах, влияющих на амплитуду пульсации давления.
На фиг. 1 схематично представлен общий вид скважинной штанговой насосной установки и выкидной линии, оборудованной пружинным компенсатором. На фиг. 2 показана динамика колебаний давления на выходе штанговой насосной установки при различных значениях расстояния от устьевой арматуры; на фиг. 3 показана динамика колебаний давления на выходе штанговой насосной установки при различных значениях диаметра расширенной части выкидной линии; на фиг. 4 и фиг. 5 представлены зависимости амплитуд колебаний давления от значения расстояния от устьевой арматуры и диаметра выкидной линии, соответственно.
Конструкция скважинной штанговой насосной установки:
1 - станок - качалка;
2 - устьевая арматура;
3 - колонна насосных труб;
4 - пружинный компенсатор;
5 - опора;
6 - отвод от выкидной линии к пружинному компенсатору;
7 - участок выкидной линии с диаметром, превышающим диаметр основной выкидной линии;
8 - переход;
9 - участок основной выкидной линии;
10 - надземный отвод;
11 - подземный отвод.
Скважинная штанговая насосная установка (фиг. 1) состоит из станка-качалки 1, включая устьевую арматуру 2 и колонну насосно-компрессорных труб 3. Пружинный компенсатор 4, монтированный на расширенный участок выкидной линии с диаметром, превышающий диаметр основной выкидной линии 7, оборудован опорой 5, устанавливаемой под отвод 6. Для сохранения производительности и пропускной способности трубопроводной системы выкидная линия снабжается переходом 8 на суженный участок основной выкидной линии 9.
Для обеспечения удобства обслуживания устьевой арматуры при ее эксплуатации, а также проезда различной техники, выкидная линия проложена как надземными, так и подземными способами с помощью надземного и подземного отводов 10, 11 соответственно.
Способ реализуется следующим образом.
Скважинная штанговая насосная установка 1 подает жидкость в выкидную линию, состоящую из двух участков, с установленным на ней пружинным компенсатором 4 с помощью отвода 6 и фланцевого соединения. Жидкость поступает в расширенный участок 7 выкидной линии с диаметром, превышающим диаметр основной выкидной линии 9, теряя часть своей скорости вследствие возникновения местного расширения, тем самым несколько снижая значение пульсации давления. В виду возникновения пульсаций, некоторый объем жидкости попеременно поступает в полость пружинного компенсатора 4 и вытесняется с помощью работы сил упругости пружин в момент отсутствия подачи насоса, тем самым приближая амплитуду колебаний давления к ее среднему значению. Перемещение, скорость и ускорение поршня компенсатора 4 определяется с помощью уравнения движения компенсатора с учетом потерь от трения поршня о стенки корпуса, сжимаемости газа в его верхней секции, а также влияния параметров (диаметра и массы поршня, жесткости пружин) на динамику его работы:
п.к.
где m - масса поршня компенсатора, кг;
2
- ускорение поршня компенсатора, м/с;
п.к
х - перемещение поршня компенсатора, м;
п.к
2
А - площадь поперечного сечения поршня компенсатора, м;
выкид.вых
p - давление на выходе из клапана насоса, Па;
г
р - давление газа в верхней секции компенсатора, Па;
п
с - суммарная жесткость пружин, Н/м;
к.шт
d - диаметр уплотнения штока компенсатора, м;
к.п
D - диаметр уплотнения поршня компенсатора, м;
к/шт
b - ширина уплотнения штока компенсатора, м;
к.п
b - ширина уплотнения поршня компенсатора, м;
k - коэффициент трения.
После вытеснения жидкости поршнем из полости компенсатора в момент такта всасывания насоса, дальнейшее ее движение осуществляется с помощью перехода 8, для постепенного набора скорости без резких перепадов, с последующим истечением в суженную основную часть выкидной линии 9.
Пружинный компенсатор 4 располагается на фиксированном расстоянии L от устьевой арматуры 2, а также оборудуется опорой 5 для снижения статичных весовых нагрузок на выкидную линию и повышения долговечности ее соединительных элементов. Подбор оптимального расположения пружинного компенсатора относительно устьевой арматуры является необходимым, так как повышение амплитуды давления происходит и при увеличении указанного расстояния L. Для обеспечения возможности проезда специализированных агрегатов при строительстве и ремонте вновь сооружаемых и существующих выкидных линий, а также обслуживания устьевой арматуры предусмотрены надземные и подземные способы прокладки выкидной линии с помощью надземных и подземных отводов 10, 11 соответственно.
Подбор значений большего и меньшего диаметров выкидной линии, а также фиксированного расстояния L от устьевой арматуры 2 до пружинного компенсатора 4 осуществляется на основе зависимости функции перепадов давления от времени при эксплуатации штанговой насосной установки с учетом балансов расходов жидкости, а также требуемой производительности. Перепады давления определяются следующей функцией, зависящей от факторов, влияющих на пульсацию: сжимаемости, вязкости, плотности жидкости, параметров пружинного компенсатора, а также конструкции плунжера насоса, колон штанг и НКТ:
ж
-1
где Е - сжимаемость жидкости, МПа;
ж
3
V - объем поступившей жидкости, м;
α - коэффициент расхода жидкости через клапан;
3
p - плотность нагнетаемой жидкости, кг/м;
μ - динамическая вязкость, Па⋅с;
- угловая скорость рад/с;
r - радиус кривошипа, м;
t - время, с;
μ - динамическая вязкость, Па⋅с;
2
- площадь кольцевого сечения между внутренним диаметром цилиндра насоса и наружным диаметром штанг, м;
п.к
2
А - площадь поперечного сечения поршня компенсатора, м;
кл
2
ƒ - площадь поперечного сечения нагнетательного клапана, м;
п.к
х - перемещение поршня компенсатора, м;
ц
d - внутренний диаметр цилиндра насоса, м;
шт
d - наружный диаметр колонны насосных штанг, м;
нкт
D - внутренний диаметр колонны НКТ, м;
выкид.расшир
D - внутренний диаметр расширенного выкидного трубопровода, м;
выкид.суж
_
D внутренний диаметр суженного выкидного трубопровода, м;
нгс
D - внутренний диаметр нефтегазосборного трубопровода, м;
L - расстояние от устьевой арматуры до пружинного компенсатора, м;
выкид
L - длина выкидной линии (расстояние от пружинного компенсатора до точки подключения к измерительной установке), м;
нгс
L - длина нефтегазосборного трубопровода (расстояние от точки подключения выкидной линии к измерительной установке до узла запорной арматуры), м;
нкт
L  - длина колонны НКТ, м;
кл.вх
p - давление на входе в клапан, соответствующее давлению в полости насоса, Па;
кл.вых
p - давление на выходе из клапана насоса, Па;
кс.вх
p - давление на входе в кольцевом сечении между колонной штанг и НКТ, соответствующее давлению на выходе из клапана, Па;
кс.вых
p - давление на выходе кольцевого сечения между колонной штанг и НКТ, Па;
выкид.расшир.вх
p - давление на входе расширенной выкидной линии, соответствующее давлению на выходе из кольцевого сечения между колонной штанг и НКТ, Па;
выкид.расшир.вых
p - давление на выходе расширенной выкидной линии, Па;
выкид.суж.вх
p - давление на входе суженной выкидной линии, соответствующее давлению на выходе расширенной части выкидной линии, Па;
выкид.суж.вых
p - давление на выходе суженной выкидной линии, Па;
нгс.вх
p - давление на входе нефтегазосборного трубопровода, соответствующее давлению на выходе АГЗУ, Па;
нгс.вых
p - давление на выходе нефтегазосборного трубопровода, соответствующее давлению на приеме станции учета, Па.
Пример осуществления способа.
3
-1
-3
Осуществлено математическое моделирование процесса изменения динамики давления на выходе штанговой скважинной насосной установки при ее эксплуатации, оборудованной пружинным компенсатором, установленным на расширенную часть выкидной линии. Конструкция скважины: диаметр НКТ 48 мм, глубина 1000 м. Технологический режим работы: длина хода головки балансира 2 м, число качаний в минуту 12, диаметр плунжера 38 мм, средний диаметр насосных штанг 22 мм. Давление на приеме насоса составляет 9 МПа. Свойства жидкости: плотность перекачиваемой жидкости 900 кг/м, коэффициент ее сжимаемости 550 МПа, значение динамической вязкости варьировалась в пределах (5…155)-10 Па⋅с.
На фиг. 2 показана динамика колебаний давления на выходе штанговой насосной установки при различных значениях расстояния от устьевой арматуры и динамической вязкости равной 80 мПа⋅с, получены: 12 – график функции давления при значении расстояния L=0,5 м; 13 - график функции давления при значении расстояния L=3 м; 14 - график функции давления при значении расстояния L=5,5 м. Из представленных зависимостей видно, что с увеличением расстояния увеличивается и прирост давления на величину 0,003-0,005 МПа.
выкид
выкид
выкид
На фиг. 3 показана динамика колебаний давления на выходе штанговой насосной установки при различных значениях диаметра расширенной части выкидной линии и динамической вязкости равной 80 мПа⋅с, получены: 15 - график функции давления при значении диаметра D=114 мм; 16 - график функции давления при значении диаметра D=89 мм; 17 - график функции давления при значении диаметра D=57 мм. Из представленных зависимостей видно, что увеличение диаметра приводит к снижению амплитуды колебаний давления. При значении диаметра выкидной линии равной 114 мм пульсация давления составила около 3,06 МПа, а при меньшем значении диаметра, равным 57 мм пульсация равна более 3,13 МПа.
-3
-3
-3
На фиг. 4 и фиг. 5 представлены зависимости амплитуд колебаний давления от значения расстояния от устьевой арматуры и диаметра выкидной линии соответственно. При подборе параметров выкидной линии и минимального расстояния от устьевой арматуры необходимо оперировать значением вязкости перекачиваемой жидкости. Расчет произведен для различных диапазонов значений динамической вязкости - малых, средних и высоких: 18, 21 - графики функции амплитуды при значении вязкости μ=5⋅10· Па⋅с; 19, 22 - графики функции амплитуды при значении вязкости μ=80⋅10 Па⋅с; 20, 23 - графики функции амплитуды при значении вязкости μ=155⋅10 Па⋅с.
Подбор параметров произведен следующим образом: выбран некоторый расчетный шаг для значений диаметра и расстояния, построены кривые, характеризующие зависимость амплитуды колебаний давления от диаметра или расстояния соответственно. На основе полученных кривых, по осям параметров (диаметра или расстояния) отложены перпендикулярные линии до пересечения с графиком функции с принятым расчетным шагом. Построены параллельные линии (относительно осей параметров) с принятым расчетным шагом до пересечения с осью амплитуды давления. На основе полученных данных производен анализ параметров, обеспечивающих минимальное значение амплитуды давления.
В данном случае пружинный компенсатор следует располагать на расстоянии 0,5-2 м на расширенном участке выкидной линии с наружным диаметром 114 или 159 мм с переходом на суженный участок основной выкидной линии диаметром 89 мм, подобранного на основе требуемой производительности.
Предложенный способ эксплуатации штанговой насосной установки позволяет снизить пульсацию давления на ее выходе без изменений конструкции непосредственно самой установки, что подразумевает широкое применение не только лишь для проектируемых и вновь сооружаемых установок, но в том числе и для существующих. При этом реализация этого способа в промышленных масштабах не требует существенных затрат, что выгодно с точки зрения экономической эффективности. Снижение пульсации давления на выходе установки позволит уменьшить циклические нагрузки на трубопроводную систему, что повысит ее остаточный ресурс. Насосный агрегат также менее подвержен влиянию циклического нагружения со стороны потока нагнетаемой жидкости, что в целом повышает его надежность при эксплуатации.