Максимальные значения прогибов отклоненных от вертикали насосов, опирающихся на две концевые точки пролетов, мм

Рассчитанный по формулам или номограмме диаметр центратора может оказаться больше, чем внутренний диаметр обсадной колонны труб. В этом случае придется ограничиться меньшим диаметром центратора, который позволит спустить насос в скважину. Уменьшить диаметр центратора можно также путем большего удаления его от нижнего конца насоса в случае искривления участка ствола скважины выпуклостью вверх.

Во всех случаях центратор должен быть меньше по диаметру, чем шаблон для обсадных труб. Центратор также не должен препятствовать спуску насоса на наиболее искривленном участке обсадных труб, который предшествует месту подвески насоса.

Для свободного пропуска скважинной жидкости при спуске или подъеме насоса из скажины необходимо, чтобы в центраторе имелись отверстия для ее перетока и предотвращения эффекта свабирования. Для реализации приведенных требований может быть использована конструкция насоса, снабженного центра-торами бочкообразной формы. Центраторы устанавливают в средней части цилиндра насоса с возможностью продольного перемещения по его наружной поверхности, снабженной ограни­чителями в виде двух колец, жестко закрепленных на поверх­ности цилиндра. Верхнее ограничительное кольцо установлено таким образом, что центратор, находясь в средней части цилиндра, опирается на него одним концом.

Скважинный штанговый насос представляет собой цилиндр, в нижней части которого расположен всасываюший клапан. В цилиндре находится плунжер с нагнетательным клапаном. На корпусе цилиндра размещены центратор бочкообразной формы и ограничительные кольца.

Перед спуском насоса в наклонно направленную скважину предварительно устанавливают нижнее ограничительное кольцо, затем центратор и верхнее ограничительное кольцо. Причем верхнее ограничительное кольцо помещают таким образом, что при упоре о него центратора центр его тяжести совпадает с серединой цилиндра. Положение нижнего ограничительного кольца должно обеспечивать возможность свободного переме­щения центратора вдоль оси цилиндра.

Центратор работает следующим образом. На участке искрив­ления (выпуклостью вниз) скважины цилиндр скважинного штан­гового насоса, имея две точки касания со стенками обсадной колонны, искривляется под действием собственного веса. Центратор, находясь в своем верхнем положении, т.е. на сере­дине цилиндра, создает дополнительную, третью точку касания, что предотвращает изгиб цилиндра насоса под действием собст­венного веса в сторону нижней образующей ствола скважины. Однако такого положения центратора может оказаться недостаточно для выпрямления цилиндра насоса из-за большого искривления скважины.

С целью усиления эффекта его действия обеспечивают воз­можность его перемещения по поверхности цилиндра.

Выпрямление цилиндра насоса происходит в цикле нагнетания под действием возрастающего давления. В связи с этим между стенками обсадной колонны и центратором образуется зазор, благодаря чему центратор перемещается вниз и занимает новое положение, заклинивая таким образом насос и предотвращая искривление его цилиндра в цикле всасывания (после снижения давления). Предотвращение искривления цилиндра насоса на искривленном участке наклонно направленной скважины благо­даря центратору, установленному в средней части цилиндра с возможностью перемещения по поверхности цилиндра, приводит к снижению сил трения в плунжерной паре.

С учетом приведенных требований разработана конструкция штангового насоса с центраторами. В НГДУ Чекмагушнефть в 1988 г. была изготовлена опытная партия таких насосов. Для промысловых испытаний указанной конструкции были выбраны 4 скважины манчаровской зоны, имеющие повышенное число под­земных ремонтов, связанных с неполадками глубинного насоса. Режим работы и результаты испытаний представлены в табл. 16.

Анализ результатов испытаний показывает, что до исполь­зования штанговых насосов с центраторами средний межремонт­ный период по этой группе скважин составлял 209 сут, после внедрения - 438 сут.

Таким образом, результаты испытания позволяют рекомен­довать штанговый насос с центраторами для широкого внедре­ния.

В этих случаях, когда применение центраторов насоса не позволяет предотвратить его изгиб, рекомендуется исполь­зовать насосы вставного типа или специальные насосы "мягкой"

Таблица 16 Результаты испытаний штанговых насосов центраторамк

конструкции. Такого рода конструкция насоса с гибким плун­жером разработана в Уфимском нефтяном институте, применение его дает возможность собрать насос первой группы посадки и обеспечить его надежную работу в искривленных скважинах.

Плунжер состоит из втулок, насаженных на стержень, упор­ных вкладышей, уплотнительных колец, верхней и нижней муфты. Упорные вкладыши, посаженные в кольцевых пазах стержня, состоят из двух половин и служат для упора торца втулок, также разделяют их и не допускают прижатия друг к другу, при котором ограничивалось бы их радиальное перемещение.

Верхняя и нижняя муфты также служат для упора при смеще­нии их в осевом направлении и для присоединения узлов верх­него и нижнего нагнетательных клапанов.

Втулки на стержень насажены на упругих резиновых кольцах, поэтому при появлении радиальной силы любая из втулок может смещаться от оси за счет упругого сжатия колец. При воз­вратно-поступательном движении плунжер всегда будет иметь форму в соответствии с внутренней поверхностью цилиндра. При этом утечки через зазор плунжерной пары, а также контактные напряжения от радиальных усилий, приводящих к взаимному сдиранию поверхностного слоя плунжера и цилиндра, умень­шаются.

Таким образом, разработанная конструкция плунжера позво­ляет повысить срок службы и подачу насосов, работающих в наклонно направленных скважинах.

Скважинная установка, оборудованная пневмокомпенсаторами

Силы трения особенно осложняют работу штанговой установки в наклонно направленных скважинах, дающих высоковязкие эмульсии. В таких скважинах кроме сложения сил гидродина­мического и граничного трения происходит рост сил трения, так как силы гидродинамического трения увеличивают натяжение штанг. С другой стороны, известно, что основная доля сил граничного трения в наклонных скважинах обусловлена эйлеро­вой силой прижатия, зависящей от натяжения штанг. Таким образом, снижение сил гидродинамического трения позволит

Рис. 54. Барограммы над плунжером насоса

уменьшить силы трения в целом в подземной части штанговой установки, работающей в наклонной скважине.

Для снижения силы натяжения путем уменьшения ее состав­ляющей от гидродинамических сил трения можно использовать пневмокомпенсаторы.

Эксплуатация наземных поршневых насосов (НГШ) без ком­пенсаторов неравномерности подачи приводит к быстрому выходу из строя как насоса, так и трубопровода. На первый взгляд, скважинные штанговые насосы (СШН) работают в более мягких условиях, чем НПН. СШН имеют, как правило, меньшие диаметры плунжеров и число ходов, работают с более низкими выкидными давлениями. Тем не менее данные барографирования СШН говорят о наличии значительных пульсаций давления в полости насосно-компрессорных труб. Пульсации могут быть как инерционного, так и гидродинамического характера. Барограммы СШН качест­венно отличаются от барограмм НПН. Объясняется это наличием в НКТ СШН подвижной колонны штанг. У одноцилиндрового НПН простого действия два такта - такт всасывания и такт нагне­тания. Во время такта нагнетания давление в трубопроводе повышается относительно гидростатического, а во время такта всасывания - уменьшается. У СШН же давление всегда возрас­тает при такте нагнетания, а при такте всасывания может возрастать, падать и оставаться равным гидростатическому. На рис. 54 показаны зависимости изменения давления в НКТ над плунжером СШН (барограммы) в зависимости от угла поворота кривошипа станка-качалки для случаев:

а - скорость жидкости в НКТ при ходе вверх больше скорости штанг υ_шт(D_нкт < D_сшн);

б - скорость жидкости при ходе вверх меньше скорости штанг (D_нкт > D_сшн);

в - скорость жидкости при ходе вверх равна скорости штанг (D_нкт = D_сшн);

У всех трех барограмм есть общее: давление при ходе вниз всегда выше гидростатического. В работе М.Д. Валеева и Б.А. Исанчурина приведена эпюра скоростей жидкости в НКТ для хода штанг вниз. Из эпюры видно, что значительная часть жидкости

Рис. 55. Движение штанг вниз

увлекается штангами вниз. На стенке НКТ скорость равна нулю (рис. 55). Расход жидкости через кольцевое пространство (между радиусами Rиr) должен быть равен расходу жидкости, увлекаемой штангами, плюс расход жидкости за счет вытеснения ее, т.е. по сечению кольца между штангами и трубами слои жидкости движутся в противоположных направлениях. Потери давления на трение жидкости суммируются по длине колонны и проявляются на нижнем конце НКТ (т.е. клапан на плунжере открыт). Указанное давление, действуя на нижний торец ко­лонны штанг, разгружает их, увеличивая тем самым амплитудную нагрузку, а следовательно, и приведенное напряжение. Больше всего разгружается верхнее сечение штанг. В случае значи­тельной вязкости продукции скважины штанговая колонна может тонуть в жидкости медленнее, чем головка балансира станка-качалки движется вниз. В этом случае неминуем удар, нередко приводящий к обрыву штанг. Уменьшить потери давления на трение и разгрузку штанг можно, снизив скорость жидкости относительно штанг, так как потери давления пропорциональны относительной скорости.

Эпюры скоростей жидкости в НКТ, показанные на рис. 56, а, б, в, соответствуют барограммам, приведенным на рис. 54, а, б, в (ход вверх).

На рис. 56, а приведена эпюра, соответствующая случаю, когда жидкость движется быстрее штанг. Потери давления на гидродинамическое трение жидкости о трубы и штанги сумми­руются по длине колонны. Перепад давлений, обусловленный этими потерями, действует на плунжер насоса, а усилие - на штанги. Жидкость, опережая штанги, увлекает их вверх, раз­ница давления на торцах штанговых муфт также создает подъем­ную силу. Это приводит к перераспределению нагрузки по длине штанговой колонны. Верхнее сечение штанг разгружается, а нагрузка на нижние сечения увеличивается, динамограмма не регистрирует внутреннюю силу.

Рис. 56. Эпюры скоростей

Рассмотрим случай, когда скорость штанг выше скорости жидкости (рис. 56, б). Штанги увлекают жидкость за собой. Значительное увеличение разницы в скоростях может привести к передаче штангами жидкости такой энергии, которая больше затрачиваемой на гидродинамическое трение, в результате давление над плунжером упадет ниже гидростатического. На первый взгляд может показаться, что нагрузка на головку балансира станка-качалки уменьшится, но это не так. Нагрузка просто перераспределится по длине штанговой колонны. Нижнее сечение разгрузится, верхнее - наоборот.

В случае движения штанг и жидкости с одинаковыми скорос­тями потери на трение штанг о жидкости отсутствуют, пере­распределения нагрузки не происходит. Потери давления на трение жидкости о НКТ преобразуются в усилие на плунжер и штанги.

Во всех описанных выше случаях потери на гидродинами­ческое трение пропорциональны скорости жидкости относительно штанг и НКТ. Относительная скорость всегда максимальна в средней части ходов вниз и вверх. Уменьшить относительную скорость можно увеличением диаметра НКТ. Однако, как прави­ло, технические и технологические условия этого не позво­ляют. Другим средством снижения относительной скорости может служить пневмокомпенсатор. Компенсаторы неравномерности подачи представляют собой емкости, заполненные каким-либо газом (воздухом, азотом, инертными газами) и сообщающиеся через разделитель или напрямую с трубопроводом, в котором наблюдается неравномерная подача. Компенсатор неравномер­ности давления действует по закону Бойля - Мариотта: увели­чивается давление в месте установки компенсатора - он при­нимает -в себя жидкость, уменьшается - подает ее в трубо­провод. Компенсатор как бы препятствует изменению давления. Следует отметить, что давление может быть постоянным только у приема компенсатора, имеющего бесконечно большой объем, во входе которого потери давления на гидродинамическое сопро­тивление равны нулю (в жидкости, не имеющей массы).

Первоначально пневмокомпенсаторы размещали на НКТ. Однако в этом случае загромождается затрубное пространство скважины и исключается возможность исследования скважин через за-трубное пространство. Пневмокомпенсаторы, установленные на насосных штангах, не закрывают затрубное пространство. Они представляют собой полые штанги, заглушенные с верхнего конца и имеющие отверстия в нижней части.

Перед спуском в скважину компенсаторы заполнены воздухом при атмосферном давлении. После спуска компенсатора в сква­жину и заполнения НКТ жидкостью воздух оказывается сжатым до гидростатичесого давления. Во время работы СШН давление в НКТ изменяется. Газ в компенсаторе периодически расширяется и периодически сжимается. В результате изменения объема воздуха скважинная жидкость то втекает в компенсатор, то вытекает из него, оставляя часть свободного газа в полости компенсатора и увеличивая объем газовой подушки в нем. Происходит зарядка компенсатора нефтяным газом. Понятно, что отсутствие свободного газа в скважинной жидкости (из-за высокой обводненности продукции скважины, высокого давления) или малое количество его снижает эффект от применения ком­пенсаторов. Таким образом, область применения этих компен­саторов ограничена газосодержанием в продукции скважины. Поэтому пневмокомпенсаторы необходимо устанавливать на глубине, имеющей давление ниже давления насыщения жидкости газом.

С другой стороны, чем ближе расположен пневмокомпенсатор к выкиду насоса, тем выше эффективность его применения. С учетом этого разработан двухкамерный пневмокомпенсатор, который заполняется газом на поверхности и готов к работе сразу после спуска в скважину. Конструкция его отличается от компенсатора, описанного выше, тем, что в его цилиндре ус­тановлен поршень и в верхней части имеется обратный клапан, предназначенный для зарядки компенсатора.

При использовании пневмокомпенсатора в насосных уста­новках, соответствующих рассмотренным случаям аив, т.е. когда давление над плунжером в обоих ходах выше гидроста­тического, его заполняют газом, имеющим давление, равное гидростатическому в месте установки компенсатора. Давление заряжаемого газа при этом определяется из уравнения Клайперона - Менделеева

(130)

где т - масса газа; R - универсальная газовая постоянная; μ - грамм-моль; V_г - объем компенсатора; Т_скв - температура в скважине.

Рассмотрим случай б, когда давление над плунжером при ходе штанг ниже гидростатического. В этом случае давление

газа в компенсаторе, равное гидростатическому, должно обес­печивать расположение разделительного поршня в средней части поршневой камеры, т.е.

(131)

где Р_ст - гидростатическое давление жидкости в месте рас­положения компенсатора; V_ср, - объем компенсатора, когда разделительный поршень находится в средней длины хода [19].