НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — один из основных видов механизированной добычи нефти в России. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через собранную колонну штанг.

Рис. 3.7. Штанговая насосная установка

Насосная установка (рис. 3.7) состоит из насоса 1, находя­щегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного на поверхности у устья. Цилиндр 12 насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб 9, а плунжер 11 подвешен на колонне штанг 2. Верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки б канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан 10, а в нижней — всасывающий клапан 13. Колонна насосно-комп­рессорных труб, по которым жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на поверхности тройником 3. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназна­чено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущего­ся сальникового штока (т. е. верхней насосной штанги). По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в вы­кидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродви­гателя 8 через редуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

Принцип действия насо­са следующий. При движе­нии плунжера вверх вса­сывающий клапан 13 под давлением жидкости откры­вается, в результате чего жидкость поступает в ци­линдр насоса. Нагнетатель­ный клапан 10 в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей на­сосные трубы. При движе­нии плунжера 11 вниз вса­сывающий клапан 13 под давлением жидкости, нахо­дящейся под плунжером, закрывается, а нагнетатель­ный клапан 10 открывает­ся, и жидкость из цилинд­ра переходит в простран­ство над плунжером.

Станок-качалка (рис. 3.8) состоит из следующих ос­новных узлов: рамы 13 со стойкой 14, балансира с головкой 1 в некоторых станках с противовесами 5, редуктора 10 с кривоши­пами 9, на которых закреп­ляются противовесы и тра­версы с двумя шатунами.

Приводом станка-качалки является электродвигатель. Вращение вала электродвигателя при помощи клиноременной передачи передается ведущему валу редуктора.

Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от его мощности имеют диаметры от 63 до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для каждого типа стан­ка-качалки, но в зависимости от его грузоподъемности и кру­тящего момента редуктора изменяются от 315 мм у станка-качалки с наименьшей грузоподъемностью и до 1250 мм у самых тяжелых станков-качалок. Изменение передаточного числа клиноременной передачи станков-качалок от 2,5 до 5,0 дости­гается сменой шкивов на валу электродвигателя [9]. Переда­точное число двухступенчатого редуктора для всех типов оди­наково и равно 38, несмотря на то что габариты и масса редукторов в зависимости от типа станка изменяются в боль­ших пределах. Так, масса редуктора самого легкого станка-качалки грузоподъемностью 1,5 т составляет 82 кг, а редуктора станка-качалки грузоподъемностью 8 т равна 3960 кг.

Рис. 3.8. Станок-качалка: 1 — головка балансира; 2 — стопорное устройство головки; 3 — опорный подшипник балансира; 4 — балансир; 5 — противовесы; 6 — сферический подшипник подвески траверсы; 7 — шатун; 8 — противовес кривошипа; 9 — кривошип; 10 — редуктор; 11— электродвигатель; 12 — ручка тормоза; 13 — рама; 14 — стойка

Длительность и безаварийность работы станка-качалки за­висят от степени его уравновешенности. Во время работы неуравновешенного станка-качалки в течение каждого двой­ного хода насоса двигатель нагружается неравномерно. При ходе плунжера вниз двигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз под действием собственного веса штанг. При ходе плунжера вверх на уста­новку действует вес столба жидкости в трубах и вес штанг.

Такие колебания нагрузки отрицательно влияют на проч­ность всей установки и особенно на работу двигателя. Чтобы предотвратить преждевременный износ двигателя, необходи­мо выравнивать нагрузку на него в период каждого двойного хода плунжера. Это достигается уравновешиванием станка-качалки при помощи противовесов. Контргруз рассчитывают таким образом, чтобы он уравновесил вес столба жидкости и штанг, на преодоление которого и тратится энергия электро­двигателя при движении плунжера вверх.

Штанговые скважинные насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные (трубные) и вставные.

Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы спускаются в скважину раздельно: цилиндр — на насосно-компрессорных трубах, а плунжер в сборе с всасывающими 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.

Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извле­кают 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, а насосные трубы остаются постоянно в скважи­не; их извлекают при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике встречается 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 на спускоподъемные опера­ции при подземном ремонте затрачивается много времени.

Учитывая, что F = πD²/4, где D — диаметр плунжера, а число минут в сутках 1440, то формулу (3.1) для определения подачи насосной установки можно записать в виде

(3.3)

В приведенной формуле переменные величины: диаметр плунжера D, длина хода s и число качаний. Подачу глубиннонасосной установки регулируют путем изменения этих величин.

При эксплуатации скважин применяют насосы следующих типоразмеров (по размеру плунжера): 28, 32, 38, 43, 56, 68, 82 и 93 мм. Площадь поперечного сечения плунжера у насоса наибольшего диаметра в 11 раз больше площади поперечного сечения насоса наименьшего диаметра.

Имея восемь стандартных размеров насоса, подачу уста­новки можно регулировать путем замены насосов. Измене­ние подачи установки без извлечения насоса на поверхность достигается изменением длины хода или числа качаний.

Подача насоса, рассчитанная по приведенным выше фор­мулам, называется теоретической. Она показывает, какое количество жидкости может подавать насос при условии полного заполнения пространства цилиндра под плунжером и при отсутствии утечек жидкости в насосе и подъемных трубах.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теорети­ческой, и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует 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 и учиты­вает все факторы, снижающие его подачу. Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5 — 0,06:

Эксплуатация скважин в осложненных условиях.Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, напри­мер: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает боль­шое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в насосе и трубах откладывается парафин. Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации сква­жин, в продукции которых содержится газ или песок.

В результате многолетних исследований разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, кото­рые включают:

1) использование насосов с уменьшенным вредным пространством;

2) увеличение длины хода плунжера;

3) увеличение глубины погружения насо­сов под уровень жидкости в скважине;

4) отсасывание газа из затрубного про­странства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песча­ную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попа­дая вместе в насос, преждевременно исти­рает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Основные мероприятия по предохране­нию насоса от вредного влияния песка сле­дующие:

1) регулирование отбора жидкости на скважины в основном в сторону его ограни­чения;

2) применение насосов с плунжерами специальных типов с канавками, типа «пескобрей»;

3) подлив нефти в затрубное простран­ство скважин с целью уменьшения концен­трации песка в струе жидкости, проходящей через насос, и увеличение скорости движе­ния этой струи;

Рис. 3.9. Газопесоч­ный якорь

4) применение трубчатых штанг.

Защитные приспособления на приеме насоса.Все мероприятия режимного и тех­нологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособле­ний у приема насоса — газовых, песочных якорей или ком­бинированных газопесочных якорей.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 3.9. Этот якорь состоит из двух камер — газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 6, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней — рабочая труба 5, снабженная конической насад­кой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через пере­водник 2, одновременно связывающий корпус якоря со вса­сывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры на­винчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает че­рез отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделивша­яся от песка жидкость поднимается по кольцевому простран­ству в песочной камере и поступает через отверстия в специ­альной муфте во всасывающую трубу 3 на прием насоса.

В зависимости от количества песка, выделяемого из жид­кости, корпус песочной камеры может быть удлинен наращи­ванием труб. Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штан­гами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42 и 48 мм. Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоеди­няют к плунжеру с помощью специальных переводников.

Предотвращение отложений парафина.При добыче парафинистой нефти в скважинах возникают осложнения, свя­занные с выпадением парафина на стенках подъемных труб и в узлах насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб умень­шают площадь их поперечного сечения, в результате чего возрастает

сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. По мере роста парафиновых отложе­ний увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае силь­ного запарафинивания труб снижается коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

При добыче нефти с большим содержанием парафина применяют такие методы устранения парафина, при кото­рых не требуется остановка скважины и подъем труб на поверхность:

1) очистка труб механическими скребками различной кон­струкции, установленными на колонне штанг;

2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство;

3) нагрев подъемных труб электрическим током — электродепарафинизация.

В последние годы при насосной эксплуатации широко при­меняют насосно-компрессорные трубы, футерованные стек­лом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.