Шт. /тр

где F - площадь поперечного сечения плунжера, м; р - плот­ность жидкости, кг/м.

Если трубы спущены с пакером, т.е. трубы не могут пере­мещаться в вертикальном положении, тогда уравнение (114) примет вид

л=

(115)

При малых скоростях откачки (при п < 8) длину хода плунже­ра с достаточной точностью можно определить по формуле (110).

С увеличением скорости откачки на движение плунжера влияют и инерционные нагрузки от ускорения свободного паде­ния штанг и их колебаний.

Когда плунжер движется вниз, инерционные силы продви­гают плунжер несколько вниз уже после того, как головка балан­сира начала свое движение вверх.

Самостоятельное движение плунжера под действием сил инерции увеличивает длину хода плунжера в сравнении с ходом, который он имел при отсутствии динамических нагрузок. С уче­том дополнительного движения плунжера под динамическими нагрузками длина хода плунжера определяется но формуле

S_m=S + S_t-A, (116)

где Sj — увеличение длины хода плунжера за счет динамических нагрузок.

330 В,И. Кулииов. Основы нефтегазопромыслового дела

Учитывая (105),

„ 225-S-L²,!²

(117)

ю¹² '

где п - число ходов сальникового штока.

В этом случае длина хода плунжера определяется по фор­муле

(118)

' 225-LV⁴ 10¹²

где

Глава X. Добыча нефти и газа

а	S
Б		В
J	/Трение при ходе qJ* / вперх / Трение при ходе шип	/
		Г г

о

и называется фактором выиг­рыша хода, который можно оп­ределить но графику (рис. 93) длины хода плунжера.

3.11. Исследование работы штанговой насосной установки с помощью динамографа

График изменения нагруз­ки на точке подвеса штанг в за­висимости от длины хода плун­жера имеет форму параллело­грамма (рис. 94).

Этот график называется теоретической диаграммой. На этом графике по вертикальной

п „ (\i v г.. is ^оси отложены нагрузки, кото-

Рис. 93. Кривые зависимости К ^yj '

рые действуют па сальниковый
от числа ходов п и длины штанг. ^{к J}

шток, а по горизонтальной оси -

перемещение сальникового штока и плунжера. На фактическую диаграмму P-S влияют параметры насосной установки и состоя­ние насосного оборудования и его отдельных узлов.

Рис. 94. График нагрузки на точку подвеса штанг в зависимости от длины хода сальникового штока

Диаграмму фактической работы насосной установки можно получить с применением динамографа, который устанавливается в точке подвеса штанг к головке балансира и воспринимает все нагрузки, возникающие при двойном ходе сальникового штока.

На промыслах в основном применяют гидравлические ди­намографы ГДМ-3 конструкции Г.М. Мипипзопа (рис. 95).

Динамограф ГДМ-3 состоит из силоизмеритслыюй части (меесдоза 11 и рычаг 12) и самописца 6. Полость 10 меесдозы за­полняется жидкостью (спиртом - зимой и водой - летом), пере­крывается латунной или резиновой мембраной, на которую опирается поршень 9. Силоизмсрительную часть прибора уста­навливают между траверсами канатной подвески штанг, растяги­вающие усилия штанг в которой преобразуются в усилия, сжи­мающие меесдозу. В это время рычаг 12 нажимает на поршень 9, а давление жидкости 10 через капиллярную трубку 8 восприни­мается манометрической геликсной пружиной 7. С увеличением давления пружина разворачивается и перо 6, прикрепленное к ней, рисует линию нагрузки. Бланк диаграммы крепится к сто­лику 5 самописца. При движении динамографа вверх нить 1, при­крепленная одним концом к неподвижной части устьевого обору-

332 В.И. Кудипов. Основы исфтегазопромыслового дела

Глапа X. Добыча нефти и газа

6)

7&h/m

Рис. 95. Схема гидравлического динамографа ГДМ-3

дования, сматывается со шкива 2, заставляя его вращаться вместе с ходовым винтом 3. При этом ходовая гайка вместе со столиком движется вверх по направляющим 4. В полости винта установле­на спиральная возвратная пружина. При ходе вверх пружина за­кручивается. Л при ходе вниз пружина раскручивается и возвра­щает столик в первоначальное положение. Столик с бланком по­вторяет движение сальникового штока в определенном масштабе. Длина записи хода сальникового штока зависит от диаметра шкива 2.

С помощью сменных шкивов записываются перемещения в масштабе 1:15, 1:30 и 1:45. В процессе работы штанговой на­сосной установки бывают различные неполадки. Каждому нару­шению нормальной работы штангового насоса соответствует оп­ределенная своя характерная форма диаграммы, по которой мож­но определить неисправность глубинного штангового насоса.

Периодический ермп полачн 5 Полуфпшямнмп характер S пластонмм ппом высокого работы насоса ЛЛКЛСШ1Я

1 (ормялышя работа $ г)

Р

д)Г

е)

Р

Утечки я ивгяетателыюн 5 части

Т fочный выход из строя S нагнетательной части

Превышение полачн насоса 5 нал притоком из залежи

ж)

Утечки я приемкой части S

Полный аыхол in строя приемном части

Рис. 96. Диаграммы работы штанговых насосных установок

На рис. 96 показаны некоторые характерные диаграммы. Из диаграммы, показывающей утечки в нагнетательной части, вид­но, что при ходе плунжера вверх линия восприятия нагрузки рас­положена правее теоретической, нагрузка воспринимается штанга­ми медленнее, чем при нормальной работе насоса. Это происходит при негерметичиости нагнетательной части насоса.

Линия снятия нагрузки при этом также находится правее соответствующей линии теоретической дипамограммм, т.е. в самом начале хода полированного штока вниз нагрузка от стол­ба жидкости снимается со штанг быстрее, чем при нормальной работе насоса. Утечки в нагнетательной части образуются через

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

резьбовые соединения труб, клапана и его седла и через зазор между плунжером и цилиндром насоса.

. Сравнивая фактические динамограммм с теоретическими, устанавливают причины ненормальной работы насосной уста­новки.

ход сальникового штока

О 3

3 ш

К X J3

растяжение штанг + сокращение труб

ход плунжера

Я.

трение при ходе вверх

§ XР.,

О. X

г

Г

А

Трение при ходе вниз

g растяжение штанг + 1 + сокращение труб

Ход сальникового штока

Рис. 97. Теоретическая динамограмма (сплошная линия), совме­щенная с фактической (пунктирная линия), нормально работаю­щей штанговой насосной установки при малых глубинах

Теоретическая диаграмма работы глубинного насоса за один ход вверх и вниз имеет форму параллелограмма (рис. 97). По вертикальной оси отложены нагрузки, действующие на саль­никовый шток, а по горизонтали - перемещение сальникового штока. Нагрузка на шток в процессе перемещения его вверх и вниз изменяется следующим образом.

При ходе вверх.

В конце хода вниз сальниковый шток и плунжер находятся в крайнем нижнем положении. В это время нагнетательный кла­пан насоса открыт, а всасывающий клапан закрыт. Нагрузка от

штанг действует на шток. Этому соответствует на динамограмме точка Л.

В начале движения сальникового штока вверх плунжер ос­танавливается, в это время нагнетательный клапан закрывается, а шток воспринимает нагрузку от штанг и столба жидкости в подъемных трубах. Под действием этой нагрузки штанги рас­тягиваются, а иасосно-комирсссорные трубы разгружаются и со­кращаются.

Процесс восприятия штоком нагрузки от давления на плун­жер столба жидкости записывается на диаграмме наклонной пря­мой АБ. Линия Бб показывает величину перемещения сальнико­вого штока в период действия нагрузки, которая равна сумме ве­личины растяжения штанг и сокращения труб. После завершения процесса восприятия нагрузки штангами начинается движение плунжера и открывается приемный клапан насоса. На динамо-грамме этому соответствует точка Б. Дальнейшее движение саль­никового штока и плунжера вверх до верхнего положения проис­ходит при неизменной нагрузке. Этот процесс на динамограмме изображается прямой ВВ. При этом движении нагрузка на саль­никовый шток равняется силе тяжести штанг, находящихся в жидкости, плюс нагрузка от давления столба жидкости на плун­жер.

При ходе вниз.

В начале хода вниз всасывающий и нагнетательный клапаны закрыты и сальниковый шток воспринимает нагрузку от штанг, находящихся в жидкости и столба жидкости. На диаграмме этому моменту соответствует точка В. При движении сальникового што­ка вниз шток, штанги и плунжер разфужаются и нагрузка переда­ется на трубы. При этом трубы растягиваются, а штанги сокраща­ются. Плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру насоса. На динамограмме этот процесс изображается наклонной линией ВГ. На динамограмме линия Гг определяет перемещение сальникового штока в процессе разгрузки, которое равно сумме величин сокращения штанг и растяжения труб.

После завершения процесса разгрузки штока нагнетатель­ный клапан открывается и плунжер начинает двигаться вниз.

В.И. Кудшюв. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

На динамограмме этому соответствует точка Г. Дальнейшее дви­жение сальникового штока и плунжера происходит при открытом нагнетательном клапане и постоянной нагрузке. На динамограм­ме это изображается линией ГА. Цикл возобнавлястся в точке А. Теоретическая динамограмма работы глубинного насоса имеет форму параллелограмма, получается при работе глубинного на­соса в скважине с дегазированной жидкостью с коэффициентом наполнения, равным единице, и при отсутствии динамических нагрузок, т.е. при медленном и плавном движении системы «сальниковый шток - штанги - плунжер» вверх и вниз. Если бы при работе глубинного насоса не было упругой деформации, т.е. растяжения и обратного сокращения штанг и труб, теоретическая динамограмма имела бы ппд прямоугольника, линии АБ и ВГ бы­ли бы перпендикулярны линиям БВ и ГА.

3.12. Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосными установками

При эксплуатации скважин штанговыми насосными уста­новками часто возникают осложнения. К осложнениям относятся:

1. Большое количество свободного газа, поступающего вместе
с нефтью в скважину.

2. Вынос вместе с нефтью песка в скважину.

3. Отложения парафина в насосе, насоспо-компрсссорных тру­
бах и штангах.

4. Искривление ствола скважины.

Часто возникают осложнения в работе штанговой установки из-за вредного влияния газа на насос, уменьшающего коэффици­ент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса.

Увеличение длины хода плунжера и уменьшение одновре­менно диаметра глубинного насоса также уменьшает долю объе-

ма вредного пространства. В промысловых условиях часто уве­личивают глубину погружения насоса под динамический уро­вень. При погружении насоса па глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так как па этой глубине свободного газа нет. Применяются также га­зовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газо­вых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направ­ленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока и т.д.

—-* ^ 4

1 2 3

В однокорггусном якоре (рис. 98) газожидкостная смесь (ГЖС) заходиг в кольцевое пространство между корпусом газового якоря 1 и центральной подъемной трубой 2, верхний конец которой подсоединяется к приемному клапану 4. На­правление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в межтрубное простран­ство. Жидкость с уменьшенным содержанием газа 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 кольце- р_нс. 98. Принципиальная схема вого пространства между кор- одпокориусного газового якоря пусом 1 и трубкой 2- Тогда

где Q - объемный секундный расход газожилкостной смеси в условиях приема насоса; (F — f) - площадь сечения между центральной трубкой газового якоря.

В.И. Кулипов. Основы нсфтегазопромыслового дела

Глапа X. Добыча нефти и газа

/

Скорость всплытия газового пузырька v_r, согласно формуле

Стокса, зависит от диаметра пузырька d, разности плотностей жидкости р_ж и плотности газа р_т и вязкости жидкости //, тогда

18//

Эффективно работает газовый якорь при условии v_r > v_x.

Лучшее отделение газа от нефти получают в якоре с не­сколькими поворотами струи. В этой связи газовые якоря выпус­кают двухсекционными, трехсекционпыми и т.д.

На нефтяных промыслах применяются также многокорпус­ные, трубные, погружные, зонтичные, газовые якоря.

Осложняющим фактором в работе штанговых насосных ус­тановок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка.

При попадании песка в насос нарушается подгонка плунже­ра, вследствие чего увеличивается утечка жидкости (нефти) через клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, проходят об­рывки штанг, прекращается подача жидкости из екпажин и сква­жина выводится в ремонт. Межремонтный период в таких сква­жинах очень низкий. Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, приспособлений, устанавливае­мых перед приемным патрубком, штангового насоса, которые на­зывают песчаными якорями. Песчаные якоря бывают различных конструкций, но принцип их одинаков.

В песочном якоре (рис. 99) частичное отделение песка из жидкости происходит за счет поворота струи на 180°. Песок от­деляется и скапливается в нижней части якоря. По заполнении трубы песком якорь поднимаю! на поверхность и очищают.

Длину песчаного якоря выбирают из расчета, чтобы время заполнения его песком приравнивалось времени износа и смены глубинного насоса.

Для лучшего мыноса песка иногда используют насосные ус-тапоики с полыми штангами. В качестве полых штанг применяют иасосно-компрессорные трубы. Трубчатые штанги передают плунжеру насоса движение от станка-качалки и одновременно являются трубо про водом для откачиваемой жидкости из скважины.

Г

Рис. 99. Принципиальная схема песочного якоря: а - песок; б -жидкость с песком

Присоединяют трубчатые штанги к плунжеру с помощью специальных переводников.

Жидкость из плунжера выходит и попадает в полые штанги, не соприкасаясь с наружной поверхностью плунжера и внутрен­ней поверхностью цилиндра насоса, что исключает заклинивание плунжера песком. В этом случае также увеличивается скорость поступления жидкости па поверхность в сравнении с обычными установками, за счет чего достигается лучший вынос песка.

На рисунке 100 показана схема оборудования выкида насос­ной установки гибким шлангом при работе насоса с трубчатыми штангами. Такая насосная установка монтируется следующим образом. Цилиндр глубинного насоса спускается на насосио-компрессорных трубах, а плунжер спускается па трубчатых штангах. В верхний конец верхней полой штанги 3 вваривается

В.И. Кудинов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Рис. 100. Схема оборудования выкида насосной установки с по­лыми штангами.

вертлюжок 2, с помощью которого колонну трубчатых штанг подвешивают к подвеске 1 станка-качалки. К верхней трубчатой штанге 3 приваривают патрубок 4 с фланцем, к которому прикре­пляют фланец 5 гибкого шланга 6. Другой конец шланга с фланцем присоединяют болтами к выкидной линии 7. Кольце­вое пространство между насосными трубами и трубчатыми штан­гами заполняют водой или нефтью для устранения неуравнове­шенности плунжера при ходе вниз.

На большинстве нефтяных месторождений России в составе нефти имеется парафин. При добыче нефти с содержанием пара­фина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина па стенках насосно-компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с отложением парафина

на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Кроме того, с увеличением парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки, нарушается его уравнове­шенность, снижается коэффициент подачи насоса. Парафин, по­падая под клапаны, нарушает их герметичность, что может при­вести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины.

Сравнительно часто из-за значительного отложения пара­фина происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры по своевременной очистке насосио-компрессорных труб и штанг от парафина, то создаются серьезные осложнения во время подъ­ема труб при подземном ремонте скважин. Так как в этом случае скважину заглушить невозможно, то при подъеме штанг плунжер срезает парафин со стенок труб и создаст за собой сплошную па­рафиновую пробку, которая вытесняет всю жидкость (нефть) из труб на поверхность, в результате чего загрязняется террито­рия вокруг скважины. Нередко подъем штанг в таких случаях со­провождается выбросом нефти и парафина, возникающим из-за интенсивного выделения газа из нефти по мере ее приближения к устью скважины.

В некоторых случаях парафиновая пробка уплотняется на­столько, что подъем колонны штанг становится практически не­возможным. Тогда штанги извлекают отдельными секциями, от­винчивая их отдельными секциями, или поднимают вместе с трубами.

Борьба с отложениями парафина ведется различными мето­дами.

1. Наибольшее применение на нефтяных промыслах полу­чил метод закачки нагретой до 100-150° С нефти в затрубное пространство скважины при обязательной работе глубинного на­соса. Нагретая нефть при движении по стволу скважины нагрева­ет насосно-компрессорные трубы, и при создании в скважине температуры выше температуры плавления парафина (темпера­тура плавления парафинов от 27° до 70° С) парафин расплавляет­ся и струей жидкости выносится потоком нефти на поверхность.

В.И. Кудимов. Основы пефмегазопромыспового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Если эту работу проводить в остановленной скважине, то пара­фин по мере плавления будет стекать вниз и создаст парафино­вую пробку, что может привести к большим осложнениям в сква-жипс.

Для дспарафинизации скважин нагретой нефтью применяют
агрегаты (ЛДП-4-150), в которых на шасси автомобиля смонти­
рован прямоточный котел, емкость для набора нефти и насос для
закачки горячей нефти в скважину. Максимальная температура
нагрева нефти при подаче насоса 4 дм³/с составляет 150° С, мак­
симальное давление 20 МПа.:

2. Периодически в межтрубное пространство скважины за­
качивают острый пар (Т 300°) от паро-передвижной установки
(ППУ) производительностью 1 т пара в час при работе насосной
установки. Перегретый острый пар и конденсирующаяся из него
горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплав­
ляются и потоком жидкости выносятся на поверхность в выкид­
ную линию.

3. Закачкой в межтрубное пространство ингибиторов пара-
финоотложения.

4. Закачкой в межтрубное пространство различных раство­
рителей парафина (керосин, солярка, нестабильный бензин), ко­
торые, попадая через насос в трубы, растворяют и смывают па­
рафин.

5. Механический способ борьбы с отложением парафина
в насосных скважинах с использованием металлических, пла­
стинчатых скребков, устанавливаемых (привариваемых) на штан­
гах. Пластинчатые скребки изготавливают из листовой стали
толщиной 2,5-3,0 мм, длиной 150-250 мм и шириной па 2-3 мм
меньше соответствующего внутреннего диаметра подъемных на-
сосно-компрсссорных труб.

Расстояние между скребками на штангах устанавливается несколько меньше длины ожидаемого хода сальникового штока.

Скребки, установленные на штангах, вращаются (на заво­рот) с помощью штанговращателя, укрепленного на канатной подвеске, на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Недостатком способа очистки труб от парафина с пластин-

чатыми скребками является то, что вес скребков увеличивает на­грузку на точку подвеса штанг и в целом на станок-качалку.

При небольшом зазоре между пластиной скребка и внутрен­ним диаметром НКТ (2-3 мм) затрудняется спуск и подъем штанг в скважине. При неосторожном подъеме скребки сбиваются и по­рой создают сальник (металл о металл), что приводит к большим осложнениям. Поскольку пластинчатые скребки изготавливают в промысловых, а не в заводских условиях, то в случае приварки их к штангам иногда (в зависимости от квалификации сварщика) до­пускается пережог металла в месте сварки скребка к штанге, что также приводит к серьезным осложнениям. В последнее время вместо металлических пластинчатых скребков на промыслах ста­ли применять пластмассовые скребки специальной конструкции, которые при хорошей обработке их поверхностей (не допущены шероховатости) неплохо себя зарекомендовали.

6. На промыслах с целью борьбы с отложениями парафина применяют остеклованные, эмалированные НКТ, а также трубы с эпоксидным покрытием. Однако при погрузке, разгрузке и пе­ревозке их часто, особенно в остеклованных трубах, покрытие местами разрушается (от ударов), что приводит к заклиниванию плунжера стеклянной крошкой. Наиболее эффективно работают НКТ с внутренним покрытием эпоксидными смолами. Они более устойчивы к механическим нагрузкам и снижают интенсивность отложения парафина в НКТ.

3.13. Периодическая эксплуатация малодебитпых скважин

Производительность штанговой глубинной установки, даже при применении насосов с малым диаметром плунжера и малой длиной хода полированного штока зачастую бывает выше, чем приток жидкости из пласта.

При этом насос быстро откачивает накапливающуюся в скважине жидкость, уровень ее снижается до приема насоса и коэффициент подачи насоса резко падает. Режим работы насос­ной установки при этом характеризуется неуравновешенностью стапка-качалки, что приводит к быстрому ее износу.

В.И. Кудимов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

С целью уменьшения нерационального расхода электро­энергии и увеличения межремонтного срока службы оборудова­ния такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. В этом случае скважины эксплуатируют периодически с останов­ками работы насосной установки для накопления жидкости в скважине. Переводить па периодическую эксплуатацию лучше скважины, не выносящие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности и сравнительно высокие статические уровни, Переводить на периодическую эксплуатацию скважины с низким и быстро восстанавливающимся уровнем не целесообразно, так как в таких условиях необходимо будет часто останавливать и запускать станок-качалку.

При переводе скважины на периодическую эксплуатацию необходимо знать дебит скважины, потери добычи нефти за счет простоя скважины во время накопления жидкости, оптимальное время накопления и откачки жидкости. С учетом всех этих дан-пых можно рассчитать экономическую эффективность перевода скважин на периодическую эксплуатацию. Эффективность пе­риодической эксплуатации увеличивается с применением мест­ной автоматики.