Методы освоения добывающих скважин

* состав вод, закачиваемых в пласт с целью поддержания пластового давления, и геолого-промысловые условия разработки.

Геохимические исследования показывают, что независимо от состава закачиваемых вод для ППД последние насыщаются сульфатами и карбонатами под влиянием гидрогеохимических условий продуктивных горизонтов. Образующиеся при этом новые по составу воды, с одной стороны, химически несовместимы с пластовыми водами и при смешении с ними дают осадки, с другой -- пересыщаются и способствуют осадконакоплению при термобарических и гидродинамических условиях, имеющих место в добывающих скважинах и депрессионных зонах.

В нефтегазоносных провинциях, где в осадочной толще отсутствуют соленосные отложения и минерализация вод невысока, в составе солей, выпадающих в нефтепромысловом оборудовании, преобладают карбонаты кальция. Присутствие соленосных толщ в разрезе месторождения, как правило, способствует высокой минерализации пластовых вод и обуславливает выпадение таких осадков, основными компонентами которых являются сульфат бария или сульфат кальция, а иногда их смесь.

Отмеченное позволяет с большой точностью прогнозировать состав солеотложений, выпадающих в нефтепромысловом оборудовании и в коллекторах нефтяных месторождений той или иной нефтегазоносной провинции.

Несовместимость пластовой воды с закачиваемой также может служить причиной пересыщения попутно-добываемых вод. Многочисленные экспериментальные исследования показали, что количество выпадающих при смешении вод осадков зависит от соотношения объемов пластовой и закачиваемой воды, достигая максимума при их соотношении --0,8. Одной из причин солеотложений могут служить водорастворимые компоненты нефти, в частности, нафтеновые кислоты и их соли. Предполагается, что вследствие смешения воды с нефтью и турбулизации потока в процессе подъема водорастворимые компоненты нефти переходят в воду и служат причиной солеотложений. Известны и другие причины образования солей.

Механизм образования солеотложений достаточно сложен и представляется совокупностью таких процессов, как пересыщение попутно-добываемых вод, зародышеобразование, рост кристаллов и перекристаллизация.

Как и при парафиноотложении, предотвращение отложений солей является наилучшей гарантией безаварийной эксплуатации скважин. В этих целях используют соответствующие ингибиторы солеотложений, закачиваемые в призабойную зону скважины. При этом реагент адсорбируется, а затем в процессе эксплуатации скважины десорбируется, смешивается с продукцией, чем предотвращаются солеотложения. К современным ингибиторам солеотложений предъявляются требования не только высокой ингибирующей способности, но и быстрой и наиболее полной адсорбции на поверхности породы при закачке и медленной, но в то же время полной, десорбции в процессе эксплуатации скважин. Подбор ингибитора солеотложений с учетом его адсорбционно-десорбционнной способности позволяет обеспечить рациональный вынос реагента из ПЗС и увеличить время и эффективность предотвращения образования солеотложений.

Основные методы борьбы с уже отложившимися солями базируются на использовании различных химических растворителей (как правило, кислотных растворов), с помощью которых производят промывки; в результате отложения солей растворяются, а продукты реакции удаляются из скважины.

Пульсации

Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонтанирования в результате кратковременного увеличения плотности столба жидкости в НКТ, его дегазации и увеличения давления на забое. Большой объем межтрубного пространства способствует накоплению в нем большого объема газа, который периодически прорывается через башмак НКТ до полной продувки фонтанных труб. Давление на забое понижается. После этого скважина длительное время работает на накопление жидкости.

Пульсации в работе фонтанных скважин являются нежелательными, т.к. вызывают нерациональный расход энергии, снижают КПД подъема продукции, а зачастую приводят к прекращению фонтанирования, т.к. скважина начинает работать в периодическом режиме. Самым реальным и действенным путем предотвращения явления пульсации является создание таких условий работы фонтанной скважины, при которых давление у башмака больше или равно давлению насыщения, а коэффициент естественной сепарации свободного газа у башмака равен нулю.

При технологической невозможности эксплуатации фонтанных скважин на таком режиме эффективной является установка на расчетной глубине подъемника пускового клапана, который периодически перепускает газ из затрубного пространства в НКТ, не допуская отжима уровня жидкости в затрубном пространстве до башмака подъемника.

Открытое фонтанирование

Такой вид фонтанирования относится к аварийным ситуациям и в настоящее время является достаточно редким. Для исключения открытого фонтанирования даже при непредвиденном аварийном нарушении устьевой арматуры используют отсекатели, которые установлены в скважине и которые при нарушении заданного технологического режима ее работы отсекают продукцию пласта и ее поступление в подъемник.

11. Принцип работы газлифта

Рис. 4.1. Принципиальные схемы газлифтных скважин



Конструкции: а - однорядная; б - двухрядная; в - полуторорядная

Газлифтный подъемник состоит из двух каналов или трубопроводов: одного для подачи рабочего агента, другого - для подъема газожидкостной смеси. Трубы, по которым закачивается рабочий агент, называются воздушными, а по которым происходит подъем газожидкостной смеси - подъемными.

Газ подается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ и оттесняет жидкость в НКТ. Сжатый газ, дойдя до башмака НКТ, проникает в них, газируя жидкость. Пузырьки газа поднимаются по НКТ, увлекая за собой жидкость. Поскольку плотность газожидкостной смеси меньше плотности жидкости, противодавление на пласт снижается и за счет разницы между пластовым и забойным давлениями жидкость поступает из пласта в скважину.

Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, высотой подъема жидкости и относительным погружением.

Глубина погружения -- это высота столба дегазированной жидкости ?, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.

Высота подъема -- это расстояние h_o от уровня жидкости до устья во время работы.

Относительное погружение -- это отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника.

В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т.е. из давления нагнетания газа. При этом задаются рабочим давлением и определяют относительное погружение.

12. Системы газлифтных подъемников

Системы кольцевая и центральная.

При кольцевой системе газ с поверхности подается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ, а газонефтяная смесь отбирается по НКТ.

При центральной системе газ нагнетают по центральной колонне НКТ, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Центральную систему применяют в том случае, если в скважину нельзя спустить трубы расчетного диаметра и при пуске скважины в работу из-за низких пусковых давлений. Недостатки центральной системы: при наличии песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате возможен обрыв труб, при содержании в нефти парафина или солей они откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы.

13. Конструкции газлифтных подъемников

Конструкции подъемников бывают однорядные, двухрядные, и полуторарядные (рис. 4.1).

При однорядном подъемнике спускают один ряд труб, который является подъемной колонной, а нагнетательной -обсадная колонна.

При двухрядном подъемнике в скважину опускают два концентрически расположенных ряда труб. Внутренние трубы подъемные, наружные - нагнетательные (воздушные).

Полуторарядный подъемник выполняется со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части меньшего диаметра, в верхней - большего.

Двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных и пескопроявляющих скважинах, они работают с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, т. е. требуется меньший расход газа.

Недостаток двухрядных подъемников - большая металлоемкость.

Преимущество полуторарядного подъемника в снижении металлоемкости и улучшении выноса песка с забоя. Недостаток - невозможность увеличения погружения подъемных труб.

В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2-4 отверстия диаметром 5-8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1-0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.

Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое затрубное пространство позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.

14. Оборудование газлифтных скважин

На поверхности газлифтная скважина оборудуется устьевой арматурой, принципиально не отличающейся от арматуры фонтанной скважины и имеющей аналогичное назначение. В ряде случаев используют упрощенную и более легкую устьевую арматуру, позволяющую осуществлять прямую и обратную закачку газа. Так как в линии газоснабжения наблюдаются колебания давления газа, а подача газа в скважину должна осуществляться при постоянном рабочем давлении, на устье скважины устанавливают регулирующую аппаратуру. Эта аппаратура представлена, как правило, клапаном-регулятором давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим и поддерживающим постоянное давление после себя. Если используется централизованная система газоснабжения, то вся регулирующая и запорная арматура, а также газовые расходомеры устанавливаются на специальных газораспределительных пунктах (ГРП). При централизованной системе газоснабжения существенно повышается ее надежность.

Важнейшим элементом оборудования газлифтных скважин являются газлифтные клапаны, размещаемые на колонне насосных компрессорных труб в специальных эксцентричных камерах (мандрелях). Для установки и подъема газлифтных клапанов из мандрелей применяется специальная канатная техника, состоящая из устьевого лубрикатора, гидравлической лебедки с барабаном для проволоки диаметром от 1,8 до 2,4 мм, а также посадочного (съемного) инструмента (экстрактора).

Устьевой лубрикатор (рис. 4.2) представляет собой конструкцию, устанавливаемую на фланец буферной задвижки газлифтной арматуры 1 и состоящую из превентора 2 с ручным приводом 3 собственно лубрикатора 4, сальникового устройства 5, направляющего ролика 6, проволоки (каната) 7, натяжного ролика 8, датчика натяжения проволоки 9.

Превентор 2 имеет эластичные уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже при наличии проволоки. На превенторе закреплен собственно лубрикатор 4, на верхнем конце которого расположен сальник 5, уплотняющий проволоку 7, вводимую в лубрикатор через направляющий ролик 6 и идущую на лебедку через натяжной ролик 8. Натяжной ролик 8 механически связан с датчиком натяжения проволоки 9, в котором сила натяжения проволоки преобразуется в электрический сигнал, передаваемый по кабелю на индикатор. Индикатор фиксирует натяжение проволоки при проведении операций с канатной техникой.

Рис. 4.2. Устьевой лубрикатор газлифтной скважины:

1 - фланец буферной задвижки газлифтной арматуры; 2 - превентор; 3 - ручной привод превентора; 4 - лубрикатор; 5 - сальник; 6 - ролик; 7 - проволока; 8 - натяжной ролик; 9 - датчик напряжения проволоки (каната)

Эксцентричные камеры (мандрели) предназначены для размещения в них газлифтных клапанов. Мандрели имеют посадочные карманы, в которых спускаемые с поверхности на проволоке газлифтные клапаны уплотняются верхним и нижним эластичными нефтестойкими кольцами и фиксируются стопорными пружинными защелками. С внешней стороны мандрели имеют отверстия, расположенные между уплотнительными кольцами и служащие для подвода закачиваемого газа к клапану. Эксцентричные камеры изготовлены таким образом, что проходное сечение НКТ и их соосность сохраняются.

Экстрактор - инструмент, позволяющий завести в мандрель газлифтный клапан, а также извлечь его из мандреля. Для ориентации экстрактора в верхней части мандреля установлена специальная направляющая втулка, позволяющая направить инструмент в посадочный карман. Экстрактор имеет подпружиненные шарнирные соединения, позволяющие точно завести клапан в посадочный карман мандреля. На нижнем конце экстрактора имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает (захватывает) головку газлифтного клапана, находящегося в кармане. Экстрактор спускается внутрь колонны НКТ на проволоке.

Гидравлическая лебедка имеет систему гидрооборудования в виде клапанных и золотниковых устройств, систему управления лебедкой, а также систему контроля (индикатор натяжения проволоки и указатель глубины). Лебедка двухскоростная, с приводом масляного шестеренчатого насоса от двигателя автомобиля.

Газлифтная эксплуатация реализуется в замкнутом технологическом цикле, при котором отработанный газ низкого давления собирается и дожимается для последующего использования. Для этого на промысле имеется система газоснабжения и газораспределения.

15. Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться по следующим причинам: образование песчаных пробок на забое или воздушных в подъемных трубах; отложение солей на забое или в подъемных трубах; скопление воды на забое и образование стойких водонефтяных эмульсий.

Предупреждают и ликвидируют отложения песка так же, как и при фонтанной эксплуатации скважин. Для обеспечения выноса небольшого (допустимого) количества песка на поверхность спускают подъемные или воздушные трубы до уровня верхних отверстий интервала перфорации. При двухрядных подъемниках нередко применяют хвостовики с уменьшенными диаметрами (полуторный лифт).

Об образовании песчаных пробок в скважинах судят по резкому снижению их дебитов и по показаниям контрольно -измерительных приборов. Причиной прекращения подачи жидкости при резком увеличении давления нагнетания газа является перекрытие подъемных труб так называемой патронной песчано-глинистой пробкой. Для разрушения пробки в подъемные трубы нагнетают газ, а иногда и жидкость с газом. Если эти мероприятия не дают положительного результата, трубы поднимают на поверхность.

О возможности образования песчаной пробки ниже точки проникновения рабочего агента в подъемные трубы (в подъемных труба-ниже рабочих отверстий, а в воздушных трубах-ниже башмака подъемных труб, а также на забое или в стволе скважины) судят по резкому снижению давления нагнетания рабочего агента при полном прекращении дебита скважины. Такая пробка полностью закрывает фильтр, и доступ жидкости из пласта в скважину прекращается.

Для ликвидации песчаных пробок, не прекращая нагнетания рабочего агента, в кольцевое пространство закачивают нефть. Нередко таким способом удается размыть пробку. В противном случае трубы поднимают на поверхность.

При эксплуатации газлифтных скважин в результате нарушения термодинамического равновесия происходит отложение солей, в основном в верхних частях подъемных труб на глубине 150-300 м от устья. Однако не исключена возможность отложения солей и на забое скважины или даже в призабойной зоне пласта. Нередко из-за отложения солей происходит полное закрытие диаметра подъемных труб, и скважина прекращает свою работу. В этом случае для восстановления продуктивности скважины трубы поднимают и фрезеруют в механических мастерских.

При частичном закрытии диаметра труб отложениями карбонатных солей их удаляют прокачкой пресной воды, а отложения сульфатных солей удаляют, прокачивая щелочную воду. Применение горячей воды повышает эффективность работ по удалению солей из скважины.

Борьба с отложениями парафина проводится так же, как и при эксплуатации фонтанных скважин. Также оборудуют скважину автоматическими скребками или плунжерным лифтом. Периодичность прокачки горячих теплоносителей или спуска скребка в скважину определяется индивидуально для каждой скважины в зависимости от интенсивности отложения парафина на стенках труб. Для предупреждения отложения парафина в процессе эксплуатации скважины в воздушные трубы малыми дозами закачивают углеводородные растворители или растворы поверхностно-активных веществ. В результате изменяется структура газожидкостной смеси и исключается возможность отложения парафина.

При определенных условиях в процессе эксплуатации обводненных газлифтных скважин могут образоваться стойкие эмульсии, обладающие высокой вязкостью.

Для борьбы с эмульсией проводят внутрискважинную деэмульсацию введением в воздушные трубы деэмульгатора. В качестве деэмульгатора применяют нейтрализованный черный контакт (НКЧ) или какое-либо другое эффективное ПАВ.

В случае накопления воды на забое происходит уменьшение депрессии на пласт и ограничение отбора нефти из скважины. Для борьбы с водой подъемные или воздушные трубы спускают до верхних перфорационных отверстий.

16. Принцип действия штанговой насосной установки

Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.

При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером,

Таким образом, при ходе плунжера вверх одновременно происходят всасывание жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в насосных трубах, а при ходе вниз--вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют штанговый (глубинный) насос как насос одинарного действия. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

17. Вставные штанговые насосы

Штанговые (глубинные) насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные и вставные. В каждой из этих групп насосы изготовляют различных типов, отличающихся конструктивными особенностями, габаритами, устройством плунжера.

Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают его на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине; их извлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике бывает редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного, кроме того, при использовании такого насоса меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса.

Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых спуско-подъемные операции при подземном ремонте занимают много времени.

18. Невставные штанговые насосы

Штанговые (глубинные) насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные и вставные. В каждой из этих групп насосы изготовляют различных типов, отличающихся конструктивными особенностями, габаритами, устройством плунжера.

Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы (цилиндр и плунжер) спускаются в скважину раздельно: цилиндр--на насосных трубах, а плунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами--на штангах.

Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем трубы с цилиндром.

19. Оборудование штанговых скважинных насосов

Рабочий цилиндр собирается из отдельных чугунных или стальных втулок длиной по 300 мм. Втулки, изготовленные из модифицированного серого чугуна, применяют для трубных насосов с диаметром цилиндра более 32 мм, а втулки из легированной стали--для всех вставных насосов и для трубных насосов диаметрами 28 и 32 мм.

С целью повышения износостойкости и твердости рабочей поверхности втулки подвергают специальной термической обработке.

В зависимости от назначения и типа насоса в цилиндр устанавливают от 2 до 29 втулок.

Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной--1200, 1600 или 1800 мм из цельнотянутых стальных труб. Толщина стенок плунжера в зависимости от его диаметра составляет от 5 до 9,5 мм. На обоих концах плунжера нарезана внутренняя резьба для присоединения узлов: клапанов, переводников. Наружная поверхность плунжера шлифуется, покрывается слоем хрома толщиной 70 мкм для повышения износостойкости и антикоррозийной устойчивости, затем полируется.

Плунжеры изготовляются в трех исполнениях: с гладкой поверхностью, с кольцевыми канавками на наружной поверхности и с цилиндрической расточкой и фаской на внутренней поверхности (типа пескобрей).

Рис. 107. Плунжеры

Плунжеры с гладкой внешней поверхностью (рис. 107, а) устанавливают только в насосах, предназначенных для откачки жидкости, не содержащей механических примесей. Если же в откачиваемой жидкости имеется песок, то при эксплуатации глубинных насосов возникают серьезные осложнения. Частицы песка, проникая в зазоры между плунжером и цилиндром, повреждают их рабочие поверхности и преждевременно выводят насос из строя.

При большом скоплении песка в зазорах часто происходит заклинивание плунжера в цилиндре, поэтому приходится поднимать насос вместе с плунжером при закрытом всасывающем клапане, в результате этого около устья разливается жидкость, заполняющая трубы. Во избежание такого осложнения в работе глубинных насосов применяют плунжеры с канавками--ловушками для песчинок, попавших в зазоры между плунжером и цилиндром (рис. 107,б). В этом случае вероятность заклинивания плунжера значительно сокращается, а рабочие поверхности деталей насоса повреждаются песком меньше, чем в насосе с гладким плунжером. Применение канавок улучшает также условия смазки трущихся поверхностей плунжера и цилиндра.

В скважинах с большим содержанием песка в откачиваемой жидкости рекомендуется применять насосы с плунжером типа «пескобрей» (рис. 107,в), имеющим следующие конструктивные особенности. На верхнем конце плунжера сделана внутренняя цилиндрическая расточка глубиной 25--30 мм с конической фаской, скошенной внутрь, в результате чего толщина стенки уменьшена до 2 мм. Вместо верхнего нагнетательного клапана в плунжер ввинчивается специальная клетка.

При работе насоса утонченная стенка плунжера несколько расширяется от действия давления столба жидкости и плотно прижимается к стенкам цилиндра. Осевший на стенках цилиндра песок при ходе плунжера вверх срезается его заостренней кромкой и, попадая внутрь плунжера, выносится струёй жидкости.

На поверхности плунжера типа «пескобрей» имеются кольцевые канавки, расположенные на равном расстоянии друг от друга.

Для эксплуатации скважин с различной геолого-технической характеристикой и различной глубиной подвески насосы в зависимости от зазора между плунжером и цилиндром имеют 4 группы посадки:

0 -- Зазор от 0,000 до 0,045 мм на диаметр;

I --зазор от 0,020 до 0,070 мм на диаметр;

II--зазор от 0,070 до 0,120 мм на диаметр;

III--зазор от 0,120 до 0,170 мм на диаметр (такие насосы изготовляют по требованию заказчика).

Насосы с тугой пригонкой плунжера, т. е. с группой посадки 0 или I, рекомендуется применять в скважинах с легкой, маловязкой нефтью при значительном глубине подвески насоса. Насосами IIгруппы посадки оборудуется большая часть скважин при самой различной глубине их подвески. Насосы III группы посадки (со слабой пригонкой плунжера) применяют в основном при откачке вязкой нефти, а также в обводнившихся скважинах.

Клапаны. В скважинных штанговых насосах применяют шариковые клапаны: с одним шариком--со сферической фаской седла и двумя шариками--со ступенчато-конусной фаской. В последней конструкции один из шариков рабочий, а второй--вспомогательный, служащий для принудительной посадки первого шарика в седло.

Шарик и седло шарика изготавливают из нержавеющей стали и подвергают термической обработке для повышения их твердости и износостойкости. С целью повышения надежности скважинных насосов, работающих в неблагоприятных условиях (большое содержание песка в откачиваемой жидкости), применяют седла клапанов, изготовленные из твердого сплава.

Во избежание пропуска жидкости через зазоры в клапанах шарик должен плотно прилегать к седлу, что достигается притиркой шарика к рабочей поверхности седла.

Всасывающие клапаны невставных насосов состоят из наконечника-конуса и клапанной клетки, соединенных между собой на резьбе. Седло шарика плотно прижато торцами этих деталей. Клапанная клетка ограничивает перемещение шарика вверх и имеет боковые окна для выхода жидкости.

В верхнюю часть клетки ввинчивается шток ловителя или захватный шток (рис. 108,а).

В клапанах вставных насосов (рис. 108,б) вместо клапанной клетки устанавливают две детали: цилиндрический корпус клапана и внутри него стакан, который выполняет роль клапанной клетки. В клапанах с двумя шариками (рис. 108, в, г) седло клапана выполнено в виде втулки. Наружная поверхность седла имеет коническую форму с углом конуса 10°. Седло прижимается к своему посадочному месту только под действием давления столба жидкости, находящегося над ним.

Замковая опора вставного насоса (рис. 109). Узел замковой опоры состоит из переводника 1, посредством которого этот узел крепится к низу колонны насосных труб, опорного кольца 2, пружинного якоря (замка) 3 и опорной муфты 4. Опорное кольцо и пружинный якорь размещены в опорной муфте и зажимаются в ней переводником 1 при ввинчивании его в опорную муфту.

Опорное кольцо имеет тщательно обработанные торцовые и коническую поверхности. Коническая поверхность кольца служит опорой насоса, а якорь удерживает насос от перемещения при рабочем движении плунжера.

Патрубок 5, называемый рубашкой опоры, и направляющая муфта 6 не позволяют насосу во время работы раскачиваться и нарушать уплотнение в конусе.

Пружинный замок опоры представляет собой полый усеченный конус с шестью продольными разрезами, которые образуют на конусе лепестковые пластинчатые Пружины. При спуске в скважину насос раздвигает своим нижним концом пружину замка и проходит через нес вниз до тех пор, пока конус насоса не сядет на седло. В этот момент концы пружин замка оказываются напротив конического буртика на корпусе цилиндра и упираются в него, задерживая насос в замковой опоре.

Пружины замка раздвигаются при усилии около 2000 Н (200 кгс), поэтому для установки насоса на место достаточно приложить к нему часть веса штанг.



Рис. 109. Замковая опора насоса НСВ1

Рис. 108. Клапанные узлы:

а -- всасывающий клапан насоса НСН2: 1 -- захватный шток; 2--клетка; 3--шарик; 4--седло; 5 -- конус-наконечник; б--всасывающий клапан насоса НСВ1: 1--корпус; 2--стакан клапана; 3 -- шарик; 4 -- седло; 5 -- наконечник; в, г -- клапанные узлы насосов НСН1 и НСН2 с двумя шариками: 1 -- клапанные клетки; 2 -- вспомогательные шарики; 3 -- шарики; 4 -- седла; 5 -- соответственно ниппель наконечника и наконечник-конус.

Для подъема насоса также не требуется создавать большого усилия, так как концы пружин находятся на конусной поверхности буртика и при небольшом натяжении легко раздвигаются им.

При нормальной работе вставного насоса плунжер перемещается по цилиндру, не изменяя его положения в трубах; насос работает как обычный трубный насос.

Большая часть деталей и узлов глубинных насосов однотипны или одинаковы и взаимозаменяемы. В частности, почти у всех насосов одинаковое устройство имеют рабочие цилиндры, плунжеры, узлы клапанов.

НАСОСНЫЕ ШТАНГИ

Насосные штанги предназначены для передачи движения от станка-качалки к плунжеру глубинного насоса. Они представляют собой стальные стержни круглого сечения (рис. 110).

Штанги изготовляют диаметром 16, 19, 22 и 25 мм. Средняя длина штанги 8 м, на концах ее высажены утолщенные головки, на которых имеются резьба и участок с квадратным сечением для захвата ключом.

Кроме обычных по длине штанг, заводами поставляются укороченные штанги--«метровки» длиной 1000, 1500, 2000, 2500 и 3000 мм. Эти штанги предназначены для регулирования длины колонны штанг в зависимости от глубины подвески насоса и положения его плунжера в цилиндре.

Рис. 110. Насосная штанга

Штанги соединяются между собой муфтами, имеющими резьбу, соответствующую резьбе на штангах, и лыски для захвата ключом.

Ступенчатые колонны штанг (колонны, составленные из штанг разного диаметра) соединяются муфтами-переводниками или специальными переводными штангами длиной 1000 мм, у которых один конец имеет резьбу под штангу одного диаметра, а другой-- под штангу другого диаметра.

Для соединения колонны штанг с канатной подвеской станка-качалки применяют сальниковые штоки, которые в отличие от обычных штанг изготовляют без головок, но они имеют на концах

стандартную резьбу. Длина сальниковых штоков 2600, 4600 и 5600 мм, диаметр 30 и 35 мм.

В процессе работы глубинного насоса штанги выдерживают значительную переменную нагрузку, что приводит к усталости металла штанг. На штанги передаются давление столба жидкости, воспринимаемое плунжером при ходе вверх, сила тяжести самих штанг, а также усилия от продольных колебаний колонны штанг, возникающих при изменении нагрузки на плунжер. Часто штанги эксплуатируются в коррозийной жидкости, которая вызывает ускоренное разрушение поверхности металла и ослабление его прочности. Такие условия эксплуатации штанг определяют повышенные требования к их прочности, поэтому для изготовления штанг применяют сталь высокого качества.

Для изготовления штанг рекомендованы три марки сталей: углеродистая сталь 40, никельмолибденовая сталь 20 НМ и хромисто-марганцовистая 30 ХМА.

Для повышения механических свойств стали и достижения равнопрочности штанг по всей длине их подвергают различным видам термической обработки: нормализации (нагрев до определенной температуры с последующим охлаждением на воздухе), сорбитизации, состоящей из трех операций -- нормализации, закалки и отпуска. Для упрочнения штанг поверхность их закаливается токами высокой частоты или наклепывается дробью.

Штанги поставляют с заводов в пакетах комплектно с навинченной на один конец муфтой или раздельно с муфтами; муфты, поставляемые отдельно, упаковываются в деревянные ящики. Для предохранения резьбы от повреждения при транспортировании и хранении на свободный конец штанги на заводе навинчивают предохранительный колпачок, а в открытый конец муфты ввинчивают предохранительную пробку.

Продолжительность эксплуатации насосных штанг зависит от нагрузок и режима их работы в скважине.

Для механизированной погрузки и транспортирования глубиннонасосных штанг на предприятиях по добыче нефти применяют специальные агрегаты--седельные тягачи, оборудованные гидравлическим краном и полуприцепом.

При хранении штанги следует укладывать на деревянные подкладки, равномерно распределив их по длине; каждый следующий ряд штанг также должен иметь подкладки.

Перед спуском в скважину штанги тщательно проверяют и погнутые или смятые отбраковывают.

Рис. 111. Трубчатая штанга

Для эксплуатации неглубоких скважин (до 1200 м) при значительных пескопроявлениях разработана конструкция трубчатых штанг. Эти штанги (рис. 111) изготовляют путем приварки головки 1 к телу 2 с принудительным формированием сварного шва 3. Штанги между собой соединяются с помощью муфт 4. Нормальная длина трубчатой штанги--8 м, наружный диаметр--30 мм, толщина стенки--5,5 мм. Иногда в качестве трубчатых штанг применяют насосно-компрессорные трубы небольшого диаметра (33, 42, 48 мм), но это нерационально.

20. Балансирные станки-качалки

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса и колонны насосных штанг осуществляется в большинстве случаев при помощи специального механизма -- станка-качалки балансирного типа, установленного около устья скважины. У этих станков-качалок колонна штанг подвешивается к балансиру, который приводится в движение кривошипно-шатунным механизмом от двигателя, установленного на раме станка.

Конструктивные особенности этих станков-качалок следующие.

1. Все станки имеют закрытые двухступенчатые редукторы. Передаточные цилиндрические шестерни редуктора стальные, имеют шевронные фрезерованные зубья, работающие в масляной ванне. Опоры валов редуктора почти во всех станках выполнены на подшипниках качения.

2. Редукторы снабжены двухколодочными тормозами для возможности остановки балансира в любом положении после выключения двигателя.

3. Передача движения от двигателя к редуктору осуществляется с помощью клиновидных ремней. Они водонепроницаемы, могут работать без защиты от атмосферных осадков, безопасны в пожарном отношении.

4. Балансиры имеют откидную или повертывающуюся на 180° вокруг вертикальной оси головку, что обеспечивает свободное прохождение талевой системы при ремонтах скважин и безопасность ведения работ.

5. На всех станках применена канатная подвеска, что облегчает регулирование длины штока при посадке плунжера в цилиндре насоса.

В настоящее время до 65% всех глубиннонасосных скважин на отечественных нефтяных промыслах оборудованы станками-качалками типа СКН (СКН2-615, СКНЗ-1515, СКН5-3015, СКН10-3315), различающихся между собой грузоподъемностью и длиной хода.

Шифр этих станков-качалок означает: первые три буквы-- станок-качалка нормального ряда»; цифра непосредственно после букв--наибольшая нагрузка в точке подвеса штанг (в тс); цифры после тире--первая цифра в случае трехзначного числа или первые две цифры в случае четырехзначного числа означают наибольшую длину хода точки подвеса штанг в дециметрах; последние цифры--наибольшее число качаний балансира в минуту. Например, СКН5-3015 означает: станок-качалка нормального ряда, максимальная нагрузка в точке подвеса штанг 5 те, максимальная длина хода 30 дм, или 3000 мм, максимальное число качаний в минуту-- 15.

Допустимые крутящие моменты на ведомом валу редуктора для этих станков-качалок составляют:

Станок-качалка………………СКН2-615 СКН3-1515 СКН-3015 СКН10-3315

Крутящий момент, кгс*м…… 250 650 2300 4000

Все станки-качалки нормального ряда конструктивно однотипны.

21. Уравновешивание СК

Во время работы станка-качалки нагрузка на головку балансира и на все узлы механизма меняется в зависимости от направления движения плунжера.

При ходе плунжера вверх на головку балансира действует давление столба жидкости на плунжер и сила тяжести колонны насосных штанг. При ходе плунжера вниз механизм станка-качалки нагружен только силой тяжести колонны штанг, так как в это время клапаны плунжера открыты и давление столба жидкости передается на приемный клапан насоса. Практически в этот момент механизм станка-качалки приводится в действие силой тяжести колонны штанг, и его двигатель почти полностью разгружается. скважина газонефтяной труба

Если не принимать специальных мер, то такие резкие колебания нагрузок приведут к ускоренному износу всех узлов станка и создадут ненормальный режим работы электродвигателя, при котором защита его от перегрузки становится невозможной. Чтобы устранить колебания нагрузки, механизм станка-качалки уравновешивают противовесами (контргрузами), подвешенными на заднем конце балансира или установленными на кривошипах. Противовесы подбирают так, чтобы независимо от направления движения плунжера нагрузка электродвигателя и редуктора станка-качалки была равномерной.

Сила тяжести контргрузов определяется из следующих соображений.

Если силу тяжести контргруза принять равной силе тяжести жидкости и штанг, то при ходе плунжера вверх станок-качалка будет полностью уравновешен, но при ходе плунжера вниз, когда на головку балансира действует только усилие, создаваемое штангами, излишняя сила тяжести контргруза, равная силе тяжести жидкости, будет создавать дополнительную нагрузку на механизм.

Точно так же нельзя ограничиваться уравновешиванием только штанг, так как останется неуравновешенным столб жидкости при ходе плунжера вверх.

Установлено, что для равномерной загрузки станка-качалки штанги следует уравновесить полностью, а столб жидкости лишь наполовину.

В зависимости от размещения контргрузов различают три способа уравновешивания станков-качалок: балансирный, роторный и комбинированный. При балансирном уравновешивании контргруз устанавливается на заднем конце балансира, при роторном -- на кривошипах, а при комбинированном -- одновременно на балансире и на кривошипах.

Балансирное уравновешивание применяют на станках-качалках небольшой грузоподъемности (типов 1СК, 2СК, ЗСК), комбинированное или роторно-балансирное--на станках-качалках средней грузоподъемности (типов 4СК, 5СК, 6СК) и роторное (кривошипное) на станках большой грузоподъемности (типов 7СК, 8СК, 9СК).

22. Подача УШСН и факторы, влияющие на подачу УШСН

Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе за единицу времени, называется его подачей. На нефтедобывающих предприятиях подачу штанговых насосов подсчитывают за сутки и обычно выражают в массовых единицах (т/сут).

За один двойной ход плунжера (двойным ходом считается движение плунжера вниз и вверх) насос подает объем жидкости, равный объему цилиндра, описываемому плунжером:

(169)

где F--площадь сечения плунжера; S_пл--длина хода плунжера.

Если обозначить число ходов плунжера в минуту через n, то подача насоса в объемных единицах будет

(170)

Чтобы получить подачу насоса за сутки, эту величину надо умножить на число минут в сутках, т. е. 60*24== 1440:

(171)

Подача насоса в массовых единицах можно определить, если известна плотность с откачиваемой жидкости:

(172)

(173)



где Q_сут--подача насоса, т/сут; d--диаметр плунжера, м; S_пл-- длина хода плунжера, м; n--число качаний балансира в минуту; с -- плотность жидкости, т/м³.

Если принять, что 1400, то формула (173) примет вид:

(174)

Значения К для плунжеров различных диаметров приведены в табл. 11.

Подача штангового насоса, подсчитанная по формулам (173) и (174), называется теоретической. Она показывает, какое количество жидкости может подавать насос при условии равенства длины хода плунжера насоса и точки подвеса штанг, полного заполнения цилиндра насоса при ходе вверх и при отсутствии утечек жидкости в насосе и подъемных трубах.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической, и лишь в тех случаях, когда скважина фонтирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической подачи насоса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его производительность.

Коэффициент подачи насоса и его фактическая подача зависят от следующих факторов.

1. Влияние газа. Отрицательное влияние газа на работу штангового насоса выражается в том, что газ, заполняя часть объема цилиндра насоса, уменьшает его наполнение жидкостью.

Степень отрицательного влияния свободного газа зависит от его содержания в откачиваемой жидкости, а также от объема пространства, образующегося между нагнетательным и всасывающим клапанами насоса при нижнем положении плунжера. Это пространство, называемое вредным, имеется во всех штанговых насосах.

Отношение объема жидкости, фактически поступающей в насос, к объему цилиндра при верхнем положении плунжера называют коэффициентом наполнения насоса.

Когда плунжер завершает ход вниз, газ и нефть, заполняющие вредное пространство, находятся под давлением столба жидкости в подъемных трубах; при этом объем свободного газа вследствие его сжатия и частичного растворения в нефти сокращается.

При ходе плунжера вверх пространство цилиндра изолируется от полости подъемных труб нагнетательным клапаном, в результате чего давление в нем снижается и становится равным гидростатическому напору столба жидкости, находящегося за трубами над насосом. В начальный момент подъема плунжера газ, находящийся но вредном пространстве, расширяется и, занимая часть объема цилиндра, уменьшает его наполнение жидкостью, которая начинает поступать в насос несколько позже, после открытия приемного клапана.

Коэффициент наполнения в зависимости от количества газа, поступающею в насос, и объема вредного пространства можно выразить формулой

(175)

где R=V_г/V_п объемное соотношение газа и нефти, постоянно поступающих в насос при давлении погружения; K=V_вр/V_s--отношение объема «вредного» пространства насоса к объему цилиндра при верхнем положении плунжера.

Из уравнения (175) следует, что коэффициент наполнения тем больше, чем меньше K=V_вр/V_s, т.е. чем меньше объём вредного пространства и чем больше длина хода плунжера; коэффициент наполнения насоса тем больше, чем меньше объем поступающего в насос газа. Это значит, что с вредным влиянием газа можно бороться: 1) уменьшая объем «вредного» пространства, что достигается обычно установкой нагнетательного клапана в нижней части плунжера; 2) увеличивая длину хода плунжера; 3) увеличивая глубину погружения насоса ниже динамического уровня жидкости; при этом увеличивается давление на приеме насоса и уменьшается объем газа, поступающего в насос; 4) устанавливая на приеме насоса специальные приспособления (газовые якори) для частичного отвода газа от насоса в межтрубное пространство.

2. Утечки жидкости через насос. С течением времени рабочие поверхности плунжера, цилиндра и клапанов насоса изнашиваются, в результате чего увеличиваются зазоры между ними и возрастают утечки жидкости. Износ этих деталей особенно интенсивен в скважинах, продукции которых содержат песок, а также при наличии в откачиваемой жидкости коррозионной пластовой воды и сернистых газов.

При работе насос испытывает давление в несколько мегапаскалей (кгс/см²), создаваемое силой тяжести столба жидкости в подъемных трубах. При таком давлении объем жидкости, перетекающей через зазоры между плунжером и цилиндром насоса, может быть значительным. Эта жидкость, заполняя часть освобождаемого плунжером объема цилиндра, уменьшает степень его заполнения свежей жидкостью, поступающей из скважины.

Для предотвращения утечек жидкости через зазор между цилиндром и плунжером необходима тщательная пригонка плунжера к внутренней поверхности цилиндра насоса. Чем больше глубина скважины, тем более тщательной должна быть пригонка плунжера, так как с увеличением глубины скважины и соответственно глубины спуска насоса возрастает давление на плунжер, обусловливающее увеличение утечек жидкости. Однако очень сильное уменьшение зазора, т. е. тугая пригонка плунжера, не всегда приемлемо, потому что могут возникнуть сопротивления трению в цилиндре и это может привести к заклиниванию плунжера, выходу насоса из строя, а также к обрыву насосных штанг.

Степень пригонки плунжера к цилиндру выбирают в зависимости от условий эксплуатации скважины.

В зависимости от температуры откачиваемой жидкости металлические части насоса изменяются в объеме. При высокой температуре стальной плунжер расширяется больше, чем чугунные втулки рабочего цилиндра. Поэтому при откачке холодной нефти возможна тугая пригонка плунжера к цилиндру насоса, а при откачке горячей нефти--слабая.

Степень пригонки зависит также от вязкости откачиваемой нефти. Масляные нефти содержат достаточное количество смазывающих веществ, которые уменьшают трение между плунжером и рабочей поверхностью. Следовательно, при откачке масляных нефтей допускается применение насосов с тугой пригонкой плунжера, а для откачки легких бензинистых нефтей рекомендуется применять насосы с более свободной пригонкой, а лучше с плунжерами, на поверхности которых нарезаны канавки.

3. Негерметичность подъемных труб. Снижение коэффициента подачи насоса может происходить также вследствие утечек жидкости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек являются плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьб, дефекты в резьбе или трещины в стенках труб. Негерметичность труб может привести к полному прекращению подачи жидкости насосом на поверхность.

Поэтому при спуске насосно-компрессорных труб в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчивания, состоянием резьбы и наружной поверхности.

4. Число качаний и длина хода плунжера. Формула, по которой подсчитывается теоретическая подача насоса, показывает, что с увеличением числа качаний подача насоса возрастает. В действительности же с увеличением числа качаний подача насоса возрастает лишь до определенного предела. Это происходит потому, что при большом числе качаний скорость перемещения плунжера увеличивается и жидкость, поступающая в насос, не успевает заполнять освобождающийся объем цилиндра.

Недостаточное заполнение цилиндра не только снижает коэффициент подачи насоса, но и отрицательно влияет на работу всей установки, так как движение плунжера вниз сопровождается его ударами о жидкость, что вызывает сотрясение колонны штанг и неравномерную нагрузку на механизм станка-качалки. Такие явления особенно часто наблюдаются при небольшом погружении насоса в жидкость.

Поэтому чрезмерное увеличение числа ходов плунжера не рекомендуется, и предельным считается число качаний, равное 15-- 18 в минуту. Целесообразнее увеличивать подачу насоса путем удлинения хода плунжера при меньшем числе его ходов, что улучшает условия работы всей глубиннонасосной установки.

5. Несоответствие длин хода плунжера и сальникового штока. При подсчете подачи штангового насоса длину хода плунжера принимают равной расстоянию перемещения точки подвеса сальникового штока, замеренному на поверхности. В действительности длина хода плунжера в цилиндре бывает меньше расстояния перемещения сальникового штока вследствие периодического растяжения колонны насосных штанг при ходе вверх и сокращения ее длины при ходе вниз. Колонна насосных труб претерпевает аналогичные упругие деформации. Объясняется это переменой нагрузок, воспринимаемых насосными штангами и трубами.

Потеря длины хода плунжера возрастает по мере увеличения глубины подвески насоса, что иногда существенно отражается на значении коэффициента наполнения насоса и коэффициента подачи.

Истинную длину хода плунжера по замеренной на поверхности длине хода сальникового штока легко определить, если известна общая нагрузка в штанги. Методика такого определения дана ниже.

Влияние перечисленных выше факторов на фактическую подачу штангового насоса в сумме может быть весьма значительным, и коэффициент подачи насоса может изменяться в широких пределах--от 1,0 и выше до 0,1 и ниже.

Когда коэффициент подачи насоса больше единицы, это означает, что скважина фонтанирует через насос.

Работа штанговой насосной установки считается удовлетворительной, если имеет место неравенство

(176)

т. е. установка работает с коэффициентом подачи не менее 0,6.

23. Борьба с вредным влиянием песка

Серьезно осложняющим работу СШНУ фактором является содержание в откачиваемой продукции механических примесей (песка). Такая продукция, попадая в глубинный насос, приводит к износу пары трения «цилиндр--плунжер», клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг. Кроме того, чрезмерное количество песка в продукции приводит к осаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению продуктивности (так называемые пескообразующие скважины). Для предотвращения поступления песка в скважины широко используют:

1. Специальное оборудование забоев различными фильтрами (гравийными и сеточными). Основной недостаток гравийных фильтров в том, что они быстро забиваются песком и доступ нефти к приему насоса прекращается. Для восстановления фильтра его извлекают и промывают.

2. Методы крепления призабойных зон специальными составами, которые после затвердевания образуют в призабойной зоне прочную пористую и проницаемую среду, предотвращающую в той или иной степени поступление песка в скважину.

3. Используют плунжеры с канавками и типа «песко-брей».

4. Ограничивают вынос песка путем регулирования отбора жидкости.

5. Применяют полые штанги.

6. Периодически удаляют накапливавшийся песок на забое.

7. Применяют песочные якоря.

8. Применяют подлив жидкости в затрубное пространство. При этом глубинный насос опускается практически до забоя, что создает повышенную скорость восходящего потока в интервале «забой--прием насоса», предотвращая оседание частиц песка.

Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса. По принципу действия песочные якоря относятся к классу гравитационных сепараторов, принципиальные схемы которых показаны на рис. 5.29. Якорь на рис. 5.29, а условно называется прямым -- продукция скважины поступает в кольцевой зазор между корпусом 1 и трубой 3, а жидкая фаза по трубе 3 поступает к всасывающему клапану насоса 5. Якорь на рис. 5.29, б называется обращенным -- продукция скважины поступает в трубу 3, а жидкая фаза из кольцевого зазора между корпусом 1 и трубой 3 поступает к всасывающему клапану насоса 5. В якоре прямого типа скорость нисходящего потока жидкой фазы (в кольцевом зазоре) и скорость восходящего потока в трубе должны быть меньше скорости оседания частиц песка, а в якоре обращенного типа скорость нисходящего потока в трубе и скорость восходящего потока в кольцевом зазоре должны быть меньше скорости оседания частиц песка. Оседающий песок накапливается в корпусе-накопителе якоря, который очищается на поверхности; после подъема при подземном ремонте скважины. При использовании песочных якорей вероятность образования песчаной пробки на забое скважины существенно понижается. Практика применения песочных якорей показала, что эффективность обращенного якоря выше прямого.