ПЕРСПЕКТИВНАЯ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Продольный изгиб цилиндра штангового насоса и его предупреждение в наклонно направленной скважине Стволы как условно-вертикальных, так и наклонно направ­ленных скважин на каждом участке своей длины имеют различные по значению и направлению искривления. Штанговый насос, подвешенный на искривленном или наклонном участке ствола скважины не строго вертикально, также изгибается под влия­нием искривления участка, искривленных насосно-компрессорных труб и собственного веса. Схемы искривления насосов в сква­жинах приведены на рис. 52. В результате искривлений насоса возникают дополнительные усилия на преодоление трения при возвратно-поступательном движении плунжера, увеличивается износ плунжера и цилиндра насоса. Выше было показано, что силы трения в плунжерной паре штангового насоса при изгибе его оси интенсивностью 2⁰ на 10 м возрастают в 2-3 раза.

Опыт эксплуатации наклонно направленных и искривленных

Рис. 52. Схемы искривления насосов в наклонно направленных скважинах:

1 - обсадная колонна; 2 - насос; 3 - муфта НКТ; 4 - насосные трубы; 5 -центратор для цилиндра насоса; I - на участке снижения зенитного угла; II - на прямолинейном наклонном участке; III - на участке набора зенитного угла

скважин установками СШН показывает, что применение насосов нулевой и первой групп посадок с зазорами в парах до 70 мкм приводит к резкому снижению долговечности работы глубинно-насосного оборудования вследствие увеличения числа обрывов штанг и заклинивания плунжеров в цилиндрах [б]. Стремление уменьшить зазор в плунжерной паре диктуется главным образом повышением подачи насосов за счет сокращения утечек через зазор, однако в условиях работы их в искривленных скважинах следует принимать в расчет и экономические соображения по ликвидации последствий отказов. С этой целью основной фонд кустовых скважин, оборудованных установками СШН, эксплуа­тируется насосами, изготовленными по второй и выше группам посадок. При этом уменьшается вероятность заклинивания насосов и обрывов штанг, хотя и подача насосов несколько уменьшается. Кроме того, в подавляющем большинстве случаев в продукции скважин имеются механические примеси: песок,

глина, окалина, частицы сульфида железа, в клапанах насосов встречаются крупная галька, кусочки горной породы и т.д. Некоторые из перечисленных включений могут вымываться из пласта, другие могут быть внесены в ствол скважины с по­верхности при проведении технологических операций по спуску труб и штанг [22].

В прямолинейно расположенном насосе мелкие абразивные или другие частицы могут попадать в зазор между плунжером и цилиндром, усиливать трение и износ этой пары сопряженных деталей. В изогнутом насосе, когда между плунжером и ци­линдром образуется односторонняя месяцеподобная щель увели­ченной ширины. Попадание абразивных и других частиц в нее будет происходить интенсивней, а их действие, несомненно, вызывает большее трение при перемещении изогнутого плунжера и износ деталей.

На рис. 53 приведено распределение числа насосов, коли­чества заклиниваний плунжера и обрывов штанг по группе скважин НГДУ Южарланнефть в зависимости от кривизны участков стволов скважин в месте подвески насосов и месте обрывов штанг. Из графика видно, что с увеличением кривизны стволов скважин отказы оборудования резко возрастают.

Штанговый насос свинчивают с насосно-компрессорными трубами и спускают в обсадную колонну труб ствола скважины на определенную по технологическим параметрам глубину. Насос вместе с НКТ представляет сплошное длинное и гибкое тело. В искривленный ствол скважины такое тело может быть помещено только с изгибами. Так как насос и НКТ имеют меньшие диа­метры по сравнению с внутренним диаметром обсадных труб скважины и обладают свободой поперечного перемещения, изгибы НКТ отличаются от изгибов ствола скважины.

Практические виды изгиба непосредственно тела насоса в свете вышеописанного могут быть разнообразными. Чтобы оце­нить гибкость тела насоса и сравнить его с возможной кри­визной ствола скважины, из многообразия случаев выберем наиболее простой, когда верхний конец насоса закреплен с на­клоном консольно, а прогиб нижнего конца насоса под дейст­вием собственного веса не ограничивается стенками обсадных труб. В таком случае прогибы нижнего конца насоса вычисляют по следующей формуле:

(124)

где α угол отклонения ствола скважины от вертикали на глубине подвески насоса; q_н - вес единицы длины насоса; l_н -длина насоса; Е - модуль упругости стали; I - момент инерции поперечного сечения корпуса насоса.

Вес единицы длины насоса и момент инерции определяют по формулам

(125)

Рис. 53. Зависимость числа подземных ремонтов от минимального радиуса искривления ствола скважины (а) и от радиуса искривления ствола скважины в месте подвески насоса (б):

1 - отказы насосов; 2 - заклинивание плунжеров; 3 - обрывы штанг

(126)

где D_н и d_н - соответственно наружный и внутренний диаметр корпуса насоса; ρ - плотность стали; g - ускорение силы тяжести.

Сравнение прогибов насосов и прогибов участков стволов скважин показывает, что у длинных насосов прогибы ограни­чиваются стенками обсадных труб. Изгиб тела насоса можно уменьшить. Для этого необходимо спустить его и установить на менее искривленном, более вертикальном участке ствола сква­жины в пределах допустимой глубины подвески. Вместе с тем для выпрямления тела насоса можно рекомендовать дополни-

тельный специальный центратор. Когда изгиб участка ствола скважины обращен выпуклостью вверх, центратор устанавливают у нижнего конца насоса. Этим самым уменьшается прогиб сви­сающего конца насоса. Когда изгиб участка ствола скважины направлен выпусклостью вниз, центратор располагают вверху насоса у муфты-переводника. В этом случае верхняя часть насоса приподнимается и уменьшается его прогиб.

Диаметры центраторов в обоих случаях рассчитывают по формуле

(127)

где R - радиус кривизны участка ствола скважины в месте подвески насоса; l - расстояние от центратора до противо­положного конца насоса; D_м - наибольший диаметр муфты пере­водника на верхнем конце насоса (принимается, когда искрив­ление участка направлено выпуклостью вверх); D_н - диаметр муфты на нижнем конце насоса, при ее отсутствии - наружный диаметр тела насоса (принимается, когда искривление участка выпуклостью вниз).

Выбор расстояния от центратора до противоположного конца насоса в обоих случаях требует разъяснений. В случае вы­пуклости вверх центратор следует ставить на расстоянии не менее 0,3 - 0,5 м от нижнего конца насоса ввиду того, что плунжер не перемещается в этом пространстве цилиндра. При выпуклости вниз центратор следует ставить вверху насоса; в непосредственной близости от муфты-переводника, чтобы вес труб не передавался на верхнюю часть насоса и не изгибал его.

При большой длине пролета между двумя опорами - муфтой-переводником и установленным центратором - максимальный прогиб на середине этого пролета может быть значительным.

Оценку прогибов производят по формуле

(128)

Результаты расчетов представлены в табл. 15. Как видно из табл. 15, прогибы незначительны (до 4 мм). Пересчитаем эти прогибы на кривизну насоса по формуле

(129)

В результате пересчета получаем, что радиус кривизны тела насоса не менее 0,7⁰ на 10 м длины. Такие значения искрив­лений насоса незначительно добавляют трение в плунжерной паре. Поэтому дополнительный центратор на середине насоса не рекомендуется при углах наклона в месте установки насоса до 30⁰ и при длине ее не менее 4,5 м.

Таблица 15