Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.

Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами.

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Величина R_ж в свою очередь зависит от газового фактора Го, растворимости газа в нефти α, давления на приеме насоса Р_пр, коэффициента сепарации m и обводненности продукции n. Такие величины, как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме насоса, являются природными факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как давление на приеме, коэффициент сепарации и коэффициент вредного пространства, можно изменять. Уменьшение вредною пространства и газового фактора на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. Из этого следует, что применение насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах с большим газосодержанием на приеме. Существенное уменьшение вредного пространства достигается правильной посадкой плунжера в цилиндре насоса, т. е. такой посадкой, при которой плунжер и его нижний нагнетательный клапан при крайнем нижнем положении головки балансира приближается к всасы-

Рис. 10.15. Принципиальная схема обычного однокорпусного газового якоря

вающему клапану на минимально возможное расстояние. Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема вредного пространства.

При увеличении давления на приеме насоса Рпр, что достигается увеличением глубины погружения насоса под динамический уровень, уменьшается газосодержание на приеме, т. е. величина Rж, как за счет дополнительного растворения газа в нефти, так и за счет сжатия газа, оставшегося в свободном состоянии. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глубине нет.

На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа m на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.

Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.

В однокорпусном якоре (рис. 10.15) ГЖС заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом, поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого пространства между корпусом 1 и трубкой 2, так что

где Q - объемный секундный расход ГЖС в условиях приема насоса; F - f - площадь сечения между корпусом и центральной трубкой газового якоря.

Рис. 10.16. Принципиальная схема двухкорпусного газового якоря

Рис. 10.17. Газовый якорь «зонтичного» типа

Скорость всплытия газового пузырька V_г согласно формуле Стокса зависит от диаметра пузырька d и, разности плотностей жидкости ρ_ж и газа ρ_г и вязкости жидкости μ, так что

Условие эффективной работы газового якоря - V_г > V₁. В противном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жидкости в насос. Если на V_г мы практически не можем воздействовать, то скоростью V₁ можно управлять. Ее можно уменьшить разделением потока Q на два или более параллельных потоков. Это осуществляется в двух-, трех- или четырехкорпусных якорях (рис. 10.16). В каждую секцию якоря попадает только часть общего расхода. Это означает, что нисходящая скорость потока V₁ в корпусе якоря будет меньше.

Существуют методы расчета газовых якорей подобного типа (методика А. С. Вирновского), однако эти методы не отличаются необходимой надежностью, так как размеры пузырьков всегда бывают разными, а скорость их всплытия, вследствие стесненности движения, сильно отличается от расчетной, определяемой формулой Стокса.

Примером удачной конструкции якоря может служить газовый якорь зонтичного типа (рис. 10.17). В этом случае межтрубное пространство перекрывается эластичным пакером 1. Газожидкостная смесь поступает в кольцевой зазор между корпусом якоря 2 и всасывающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скаплива-

Рис 10.18. Принципиальная схема песочного якоря

ется жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 4 поступает на прием насоса. Хорошая сепарация газа получается при спуске насоса в зумпф скважины, который в этих условиях действует по принципу якоря-зонта.

Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Такие явления наблюдались в неглубоких скважинах нефтяных районов южной Туркмении и Северного Кавказа. Межремонтный период таких скважин составляет несколько недель, после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (рис. 10.18, а) жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря (рис. 10.18, б) выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком, направленная вниз. В результате условия оседания песка улучшаются.

Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости в межтрубное пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из скважины жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос спускают до забоя и таким образом создают повышенную скорость восходящего потока жидкости, при которой песок не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жидкость в несколько скважин, работа которых осложнена песком. Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.

1. Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паровой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки. Перегретый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор.

2. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин). Попадая через насос в трубы, растворитель омывает внутреннюю поверхность НКТ и смывает парафин.

3. Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока. В этом случае штанги медленно вращаются (на заворот) с помощью специального механизма - штанговращателя, укрепляемого на канатной подвеске.

4. В настоящее время для предотвращения отложения парафина на внутренних стенках НКТ в насосных (а также и в фонтанных и газлифтных) скважинах применяют остеклованные трубы, т. е. трубы, внутренняя поверхность которых покрыта слоем стекла толщиной около 1 мм. Это существенно снижает интенсивность запарафинивания труб. Однако при разрушении стеклянной поверхности труб от ударов и особенно в искривленных скважинах их применение приводит к частым заклиниваниям плунжера стеклянной крошкой.

5. Наиболее радикальным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установки.

Осложнения, вызванные отложением солей (главным образом гипса), устраняются также различными методами, как, например:

- периодической закачкой в пласт растворов различных кислот;

- применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся растворители солевых отложений или специальные реагенты;

- периодической промывкой скважины и насосного оборудования через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и подбора соответствующих растворителей.

При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.

При откачке нефтей с вязкостью, превышающей 0,5 Па-с, сила трения штанг о жидкость при их ходе вниз и особенно при высоких давлениях на устье скважины может превысить собственный вес штанг и привести к «зависанию» штанг при ходе вниз, т. е. к явлению, когда скорость опускания штанг в вязкой жидкости станет меньше скорости движения головки балансира. В таком случае неизбежны рывки и удары в канатной подвеске и возможны обрывы штанг. Кроме того, при откачке вязких жидкостей при ходе плунжера вверх возникают большие силы трения жидкости о внутренние стенки труб. Расчеты показывают, что эти силы соизмеримы с собственным весом штанг. В этих случаях традиционные методы расчета штанг и нагрузок, действующих на них, дают заниженные напряжения, а расчет штанг надо вести не на начало хода вверх, как это обычно делается, а на момент, соответствующий середине хода вверх, когда инерционная сила обращается в нуль, а сила трения становится максимальной, так как в этот момент скорость движения штанг максимальна.