И, если компенсатор заряжается в крайнем положении поршня, то

(132)

где V_mах - максимальный объем камеры компенсатора, зани­маемый газом, или

(133)

где d_n - диаметр разделительного поршня; l - длина хода поршня; l _п - длина поршня.

Штанговая установка с дифференциальным плунжером

Практика показывает, что в отдельных случаях при экс­плуатации наклонных скважин происходит значительный рост сил трения в паре труба-муфта и истирание штанговых муфт и на­сосных труб. Степень износа муфты и трубы и возрастание сил трения зависят от нормальной силы, прижимающей к трубе штанговые муфты, которая имеет высокие значения на участках увеличения угла наклона ствола скважины, особенно в тех местах, где нарастание этого угла происходит одновременно с изменением азимута ствола скважины. Свойства откачиваемой жидкости также оказывают ощутимое влияние на значение сил трения и интенсивность износа трущихся пар, т.е. с увели­чением водосодержания откачиваемой водонефтяной эмульсии износ и силы трения возрастают, а истирание носит в основном односторонний характер по периферии муфты. Этот процесс в конечном счете приводит к обрыву по сечению муфты.

В целях равномерного истирания тела насосно-компрессорных труб и штанговых муфт разработан метод, обеспечивающий периодическое контактирование по всему периметру трущих­ся поверхностей. Устройство для его осуществления показано на рис. 57.

Описанный метод имеет некоторые недостатки. Поворотное устройство представляет собой сложный механический узел, содержащий множество трущихся частей, снижающих надежность работы. Хотя при использовании указанной установки

Рис. 57. Глубиннонасосная установка с вра­щателем насосных труб:

1 - станок-качалка; 2 - трубовращатель; 3 -НКТ; 4 - упорный подшипник; 5 - обсадная колонна; 6 - насосная штанга

предотвращается односторонний износ, однако значение сил трения, определяющееся натяжением штанговой колонны, остается неиз­менным.

С целью уменьшения осложнений, вызываемых силами меха­нического трения штанг о трубы и их износа при откачке нефтяных эмульсий с высоким водосодержанием, разработан новый метод снижения прижимающей силы штанг к трубам на искривленных участках ствола скважины. Метод заключается в том, что столб откачиваемой жидкости, расположенный между устьем скважины и перед участком набора кривизны ее ствола, при ходе штанговой колонны вверх отсекается и поднимается отдельно. Тем самым достигается снижение эйлеровой силы трения, вызываемой натяжением штанговой колонны под

действием веса откачиваемой продукции. Кроме того, использование в качестве отсекателя дифференциальной плунжерной пары поз­воляет снизить нагрузку от веса жидкости на головку ба­лансира за счет подъема верхнего столба жидкости плунжером меньшего диаметра, чем диаметр рабочего насоса.

В скважинах с большим газосодержанием и низким давлением насыщения газа, содержащегося в откачиваемой продукции, снижение натяжения штанговой колонны на искривленном участке достигается использованием подъемной силы гидростатического давления на кольцевой уступ дифференциального плунжера. Указанный метод осуществляется следующим образом: перед участком набора кривизны ствола скважины в насосно-компрессорных трубах устанавливают дифференциальный полый цилиндр и входящий в него дифференциальный плунжер с кла­паном, расположенный в штанговой колонне, причем плунжер малого диаметра соединяется с головкой балансира, а большего диаметра - с глубинным плунжерным насосом.

При этом предлагаются две схемы компоновки насосного оборудования: I - для скважин с высокообводненной продукцией малого газосодержания; II - для скважин с высоким газосо­держанием продукции скважины.

На технологической схеме (рис. 58, а) изображен общий вид установки (I вариант). Установка содержит станок-качалку с головкой балансира 1, малую ступень дифференциальной плун­жерной пары, снабженную обратным клапаном 3 и выполненную в виде колонны полых штанг 2. Эта колонна связывает с устьем скважины большую ступень дифференциального плунжера 4, ко­торая при помощи штанговой колонны 5 соединена с основ­ным штанговым насосом 6. Колонна НКТ 7 снабжена обратным клапаном 8, соединяющим полость НКТ с затрубным простран­ством 9.

Штанговая глубинно-насосная установка работает следующим образом, При ходе головки балансира 1 вверх происходит процесс всасывания глубинным плунжерным насосом б, при этом в дифференциальном плунжере 4 закрывается клапан 3, отсе­кается часть столба жидкости, расположенная выше дифферен­циального плунжера, в результате чего снижается прижимающая сила штанг о насосные трубы и уменьшается сила трения на участке набора кривизны в паре штанговая колонна 5 - на­сосная труба 7. При этом уровень жидкости в затрубном про­странстве 9 снижается. Обратный клапан 8 позволяет часть жидкости, заполняющей колонну НКТ в момент запуска скважины, перепустить в затрубное пространство, за счет чего умень­шается давление на дифференциальный плунжер. Затем головка балансира совершает ход вниз, происходит процесс нагнетания. При этом клапан дифференциального плунжера открывается, пропуская откачиваемую жидкость, которая отбирается через колонну полых штанг.

Установка обратного клапана на насосно-компрессорных

Рис. 58. Насосная установка с дифференциальным плунжером

трубах предупреждает попадание свободного газа в колонну НКТ, и тем самым отпадает необходимость в уплотнительных элементах на устье скважины между колоннами НКТ и штанг. Вследствие снижения нагрузки на головку балансира и умень­шения силы трения между НКТ и штангами на искривленном участке скважины повышается к.п.д. установки, увеличивается межремонтный период скважины.

На рис. 58, б показан общий вид установки для наклонных скважин с высоким газосодержанием. Данная конструкция от­личается от предыдущей только тем, что отсутствует обратный клапан в дифференциальном плунжере и дифференциальный насос устанавливается ниже искривленного участка. При этом сни­жение натяжения штанговой колонны происходит за счет дейст­вия гидростатического давления на кольцевой уступ диффе­ренциального плунжера.

Возможные варианты компоновки УСШН с дифференциальным плунжером показаны на рис. 58, в, г, д, е:

в - дифференциальный насос выполнен в виде двух плунжеров с обратным клапаном и их цилиндрами;

г - дифференциальный насос выполнен в виде двух плунжеров с их цилиндрами;

д - верхняя плунжерная пара дифференциального насоса вы­полнена в виде колонны полых штанг с обратным клапаном;

е - верхняя плунжерная пара дифференциального насоса вы­полнена в виде колонны полых штанг.

Наиболее рациональны компоновки, показанные на рис. 58, ги 58, е.

Схемы 58, г и 58, е следует применять в том случае, если глубина расположения искривленного участка не превышает максимально возможную глубину спуска дифференциального плунжера. При использовании данных компоновок столб жидкости не отсекается, но за счет действия выталкивающей силы на дифференциальный плунжер прижимающая сила на участке ис­кривления снижается.

Эффективность использования схем рис. 58, в и 58, д оп­ределяется давлением насыщения откачиваемой продукции газом. При высоком значении давления насыщения разгрузка штанг на участке ниже дифференциального плунжера будет незначительной вследствие резкого возрастания коэффициента сжимаемости откачиваемой продукции при падении давления ниже давления насыщения под дифференциальным плунжером.

Для оценки эффективности работы предложенной установки на Раевском опытно-промышленном участке были проведены испы­тания. Опытный образец установки по схеме рис. 58, в был изготовлен в НГДУ Аксаковнефть с использованием серийных насосов типа НСН2-43, НСН2-56 и НСВ1-32. Глубина подвески рабочего насоса составляла 1000 м, дифференциальная часть насоса располагалась на глубине 480 м, на конце условно вертикального участка. Испытания проводили с использованием

пластовой воды плотностью 1,117 г/см³ на УСШН при длине хода 3 м и числе качаний 5 мин"¹. Нагрузку на головку ба­лансира регистрировали при помощи динамографа ГМД-3. Ре­зультаты расшифровки динамограмм, снятых до и после уста­новки дифференциального плунжера, показали, что установка плунжера перед участком набора кривизны в данном случае позволила снизить максимальную нагрузку на головку балансира на 20%. Это результат снижения сил трения штанг о трубы, а также уменьшения от веса жидкости, поскольку часть столба жидкости поднимается плунжером диаметром 43 мм, а другая -плунжером диаметром 32 мм. Причем, чем больше будет эта разница, тем больше будет снижение максимальной нагрузки.

Методика расчета параметров УСШН с дифференциальным плунжером

Для определения интервала установки дифференциального плунжера и расчета нагрузок на головку балансира станка-качалки необходимы следующие исходные данные:

глубина подвески основного насоса l₃, м;

диаметр основного насоса d₃, м;

диаметр среднего насоса d₂, м;

диаметр верхнего насоса или внутренний диаметр полых штанг d₁, м;

доля штанг диаметрами 0,016; 0,019; 0,022; 0,025 м в колонне штанг ниже дифференциального плунжера соответствен­но ε_16н , ε_19н, ε_22н, ε_25н;

вес 1 м штанг диаметром 0,016; 0,019; 0,022; 0,025 м в

воздухе и полых штанг соответственно γ₁₆, γ₁₉, γ₂₂, γ₂₅, γ_n, н/м;

вес 1 м штанг диаметром 0,016; 0,019; 0,022; 0,025 м в жидкости и соответственно полых штанг γ_16ж, γ_19ж, γ_22ж, γ_25ж, н/м;

модуль упругости материала штанг Е, Па;

площадь сечения тел штанг диаметрами 0,016; 0,019; 0,022; 0,025 м и полых штанг соответственно f₁₆, f₁₉, f₂₂, f₂₅, f_n м²;

внутренний диаметр насосно-компрессорных труб D, м;

площадь сечения тела насосно-компрессорных труб f_тр, м²;

число качаний станка-качалки п с^-1,

давление в системе сбора жидкости р_в, Па;

давление в затрубном пространстве р_з, Па;

плотность откачиваемой жидкости р_ж, кг/м³;

коэффициент сжимаемости откачиваемой жидкости β_ж, Па^-1

давление насыщения жидкости р_н Па;

коэффициент запаса К;

расстояние от устья скважины до нижнего конца первого искривления участка h_н1;

расстояние от устья скважины до нижнего конца второго искривления участка h_н2.

Рис. 59. Область применения насосной установки с дифференциальным плунжером:

I- интервал возможной установки ДП

1. Интервал возможной установки дифференциального насоса (ДН) лежит между устьем скважины и основным насосом. Мак­симальная (минимальная) глубина установки ДН определяется равновесием силы, способствующей движению плунжера ДН вниз и являющейся функцией расстояния от устья скважины Р_с = f(l) и силы, препятствующей движению плунжера ДН вниз, также являющейся функцией расстояния Р_п = f(l), с учетом коэффициента запаса К.

Расстояние l₂, м, от устья скважины, на котором Р_с = Р_п, определяют по формуле

(134)

Возможны четыре варианта баланса сил Р_с и Р_п при l = 0, (Р_с и Р_п), определяющего интервал возможной установки ДН:

а) Р_с > Р_п, l₂ > 0; интервал возможной установки ]0, l₂ [ если l₂ > l₃, то ]0, l₂₃[(рис. 59, a);

б) Р_с < Р_п, l₂ > 0; ] l₂, l₃ [ (если l₂ > l₃, то ДН

установить невозможно) (рис. 59, б),

в) Р_с > Р_п, l₂ < 0, ]0, l₃ (рис. 59, в);

г) Р_с > Р_п, l₂ <0, ДН установить невозможно (рис. 59, г).

Силу Р_с, Н, определяем по формуле Р_с =γ_нжl_з,

силу Р_п - по формуле

(135)

При использовании формул необходимо принимать р₃ = 10⁵ Па при замене верхнего плунжера полыми штангами.

2. При применении ДН с установленным в его плунжере об­ратным клапаном происходит разгрузка штанг и головки ба­лансира станка-качалки.

Разгрузка штанг ниже ДН обусловлена снижением давления под плунжером ДН от р₁ до р₂ из-за освобождения им больше­го объема, чем объем жидкости, подаваемый основным насосом.