2. Утечки жидкости через насос. С течением времени рабочие поверхности плунжера, цилиндра и клапанов насоса изнашиваются, в результате чего увеличиваются зазоры между ними и возрастают утечки жидкости. Износ этих деталей особенно интенсивен в скважинах, продукции которых содержат песок, а также при наличии в откачиваемой жидкости коррозионной пластовой воды и сернистых газов.
При работе насос испытывает давление в несколько мегапаскалей (кгс/см2), создаваемое силой тяжести столба жидкости в подъемных трубах. При таком давлении объем жидкости, перетекающей через зазоры между плунжером и цилиндром насоса, может быть значительным. Эта жидкость, заполняя часть освобождаемого плунжером объема цилиндра, уменьшает степень его заполнения свежей жидкостью, поступающей из скважины.
Для предотвращения утечек жидкости через зазор между цилиндром и плунжером необходима тщательная пригонка плунжера к внутренней поверхности цилиндра насоса. Чем больше глубина скважины, тем более тщательной должна быть пригонка плунжера, так как с увеличением глубины скважины и соответственно глубины спуска насоса возрастает давление на плунжер, обусловливающее увеличение утечек жидкости. Однако очень сильное уменьшение зазора, т. е. тугая пригонка плунжера, не всегда приемлемо, потому что могут возникнуть сопротивления трению в цилиндре и это может привести к заклиниванию плунжера, выходу насоса из строя, а также к обрыву насосных штанг.
Степень пригонки плунжера к цилиндру выбирают в зависимости от условий эксплуатации скважины.
В зависимости от температуры откачиваемой жидкости металлические части насоса изменяются в объеме. При высокой температуре стальной плунжер расширяется больше, чем чугунные втулки рабочего цилиндра. Поэтому при откачке холодной нефти возможна тугая пригонка плунжера к цилиндру насоса, а при откачке горячей нефти--слабая.
Степень пригонки зависит также от вязкости откачиваемой нефти. Масляные нефти содержат достаточное количество смазывающих веществ, которые уменьшают трение между плунжером и рабочей поверхностью. Следовательно, при откачке масляных нефтей допускается применение насосов с тугой пригонкой плунжера, а для откачки легких бензинистых нефтей рекомендуется применять насосы с более свободной пригонкой, а лучше с плунжерами, на поверхности которых нарезаны канавки.
3. Негерметичность подъемных труб. Снижение коэффициента подачи насоса может происходить также вследствие утечек жидкости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек являются плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьб, дефекты в резьбе или трещины в стенках труб. Негерметичность труб может привести к полному прекращению подачи жидкости насосом на поверхность.
Поэтому при спуске насосно-компрессорных труб в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчивания, состоянием резьбы и наружной поверхности.
4. Число качаний и длина хода плунжера. Формула, по которой подсчитывается теоретическая подача насоса, показывает, что с увеличением числа качаний подача насоса возрастает. В действительности же с увеличением числа качаний подача насоса возрастает лишь до определенного предела. Это происходит потому, что при большом числе качаний скорость перемещения плунжера увеличивается и жидкость, поступающая в насос, не успевает заполнять освобождающийся объем цилиндра.
Недостаточное заполнение цилиндра не только снижает коэффициент подачи насоса, но и отрицательно влияет на работу всей установки, так как движение плунжера вниз сопровождается его ударами о жидкость, что вызывает сотрясение колонны штанг и неравномерную нагрузку на механизм станка-качалки. Такие явления особенно часто наблюдаются при небольшом погружении насоса в жидкость.
Поэтому чрезмерное увеличение числа ходов плунжера не рекомендуется, и предельным считается число качаний, равное 15-- 18 в минуту. Целесообразнее увеличивать подачу насоса путем удлинения хода плунжера при меньшем числе его ходов, что улучшает условия работы всей глубиннонасосной установки.
5. Несоответствие длин хода плунжера и сальникового штока. При подсчете подачи штангового насоса длину хода плунжера принимают равной расстоянию перемещения точки подвеса сальникового штока, замеренному на поверхности. В действительности длина хода плунжера в цилиндре бывает меньше расстояния перемещения сальникового штока вследствие периодического растяжения колонны насосных штанг при ходе вверх и сокращения ее длины при ходе вниз. Колонна насосных труб претерпевает аналогичные упругие деформации. Объясняется это переменой нагрузок, воспринимаемых насосными штангами и трубами.
Потеря длины хода плунжера возрастает по мере увеличения глубины подвески насоса, что иногда существенно отражается на значении коэффициента наполнения насоса и коэффициента подачи.
Истинную длину хода плунжера по замеренной на поверхности длине хода сальникового штока легко определить, если известна общая нагрузка в штанги. Методика такого определения дана ниже.
Влияние перечисленных выше факторов на фактическую подачу штангового насоса в сумме может быть весьма значительным, и коэффициент подачи насоса может изменяться в широких пределах--от 1,0 и выше до 0,1 и ниже.
Когда коэффициент подачи насоса больше единицы, это означает, что скважина фонтанирует через насос.
Работа штанговой насосной установки считается удовлетворительной, если имеет место неравенство
(176)
т. е. установка работает с коэффициентом подачи не менее 0,6.
23. Борьба с вредным влиянием песка
Серьезно осложняющим работу СШНУ фактором является содержание в откачиваемой продукции механических примесей (песка). Такая продукция, попадая в глубинный насос, приводит к износу пары трения «цилиндр--плунжер», клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг. Кроме того, чрезмерное количество песка в продукции приводит к осаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению продуктивности (так называемые пескообразующие скважины). Для предотвращения поступления песка в скважины широко используют:
1. Специальное оборудование забоев различными фильтрами (гравийными и сеточными). Основной недостаток гравийных фильтров в том, что они быстро забиваются песком и доступ нефти к приему насоса прекращается. Для восстановления фильтра его извлекают и промывают.
2. Методы крепления призабойных зон специальными составами, которые после затвердевания образуют в призабойной зоне прочную пористую и проницаемую среду, предотвращающую в той или иной степени поступление песка в скважину.
3. Используют плунжеры с канавками и типа «песко-брей».
4. Ограничивают вынос песка путем регулирования отбора жидкости.
5. Применяют полые штанги.
6. Периодически удаляют накапливавшийся песок на забое.
7. Применяют песочные якоря.
8. Применяют подлив жидкости в затрубное пространство. При этом глубинный насос опускается практически до забоя, что создает повышенную скорость восходящего потока в интервале «забой--прием насоса», предотвращая оседание частиц песка.
Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса. По принципу действия песочные якоря относятся к классу гравитационных сепараторов, принципиальные схемы которых показаны на рис. 5.29. Якорь на рис. 5.29, а условно называется прямым -- продукция скважины поступает в кольцевой зазор между корпусом 1 и трубой 3, а жидкая фаза по трубе 3 поступает к всасывающему клапану насоса 5. Якорь на рис. 5.29, б называется обращенным -- продукция скважины поступает в трубу 3, а жидкая фаза из кольцевого зазора между корпусом 1 и трубой 3 поступает к всасывающему клапану насоса 5. В якоре прямого типа скорость нисходящего потока жидкой фазы (в кольцевом зазоре) и скорость восходящего потока в трубе должны быть меньше скорости оседания частиц песка, а в якоре обращенного типа скорость нисходящего потока в трубе и скорость восходящего потока в кольцевом зазоре должны быть меньше скорости оседания частиц песка. Оседающий песок накапливается в корпусе-накопителе якоря, который очищается на поверхности; после подъема при подземном ремонте скважины. При использовании песочных якорей вероятность образования песчаной пробки на забое скважины существенно понижается. Практика применения песочных якорей показала, что эффективность обращенного якоря выше прямого.
Рис. 5.29. Принципиальные схемы песочных якорей
1 -- корпус-накопитель якоря; 2 -- отверстия; 3 -- труба; 4 -- узел соединения якоря с насосом; 5 -- всасывающий клапан насоса; а -- якорь прямого типа; б -- якорь обращенного типа; I -- жидкая фаза продукции; II -- жидкость + механические примеси (песок); III -- механические примеси
Следует отметить, что чистка песчаных пробок промывкой скважины является достаточно трудоемкой и дорогостоящей операцией, поскольку частицы песка покрыты нефтью, а зачастую и парафином, в процессе эксплуатации они слипаются, образуя достаточно прочную пробку.
20. Применение полых штанг
Рис. 5.30. Оборудование устья скважины с полыми насосными штангами:
1 --глубинный насос; 2 -- насосные трубы; 3 -- трубные штанги; 4 -- выкидная линия; 5 -- отвод; 6 -- фильтр; 7 -- гибкий шланг
Кроме сплошных насосных штанг, могут применяться полые или трубчатые штанги. Полые штанги предназначены для передачи движения от головки балансира станка-качалки плунжеру скважинного насоса при непрерывной или периодической подаче в полость насосных труб ингибиторов коррозии, ингибиторов отложения парафина, растворителей парафина, теплоносителей, деэмульгаторов, жидкости гидрозащиты насоса. Продукция скважины при этом отбирается по кольцевому пространству между полыми штангами и НКТ.
Другим вариантом применения полых штанг является откачка пластовой жидкости с высоким содержанием механических примесей. При этом откачка пластовой жидкости проводится по центральному каналу. За счет малого диаметра проходного сечения увеличивается скорость движения откачиваемой жидкости по каналу, что препятствует выпадению (оседанию) механических примесей из потока жидкости. Полые штанги конструктивно состоят из трубчатой основной части и резьбовых концов, которые присоединяются к трубчатой части с помощью сварки.
Полые штанги подвешивают к головке балансира с помощью канатного подвеса и вертлюга. Устье скважины герметизируется сальником.
24. Борьба с вредным влиянием газа
Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются следующие способы:
1. увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;
2. снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции (например, с двумя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки длины штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);
3. увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;
4. увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса.
Возможности, преимущества и недостатки отмеченных способов очевидны. Рассмотрим более подробно возможность увеличения коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса благодаря использованию специальных глубинных устройств, называемых газовыми якорями или газовыми сепараторами и устанавливаемых, как правило, ниже всасывающего клапана насоса.
Работа газовых сепараторов для скважинных штанговых насосов основана на принципе гравитационного разделения фаз. Эффективные гравитационные сепараторы должны удовлетворять определенным требованиям, основными из которых являются:
-- скорость нисходящего потока в сепараторе жидкой фазы должна быть меньше скорости всплытия газовых пузырьков;
-- рациональное соотношение между площадью выходных отверстий для газа в перфорированном ниппеле и площадью всасывающего клапана;
-- рациональные диаметр и длина газового сепаратора, определяющие потери давления в нем.
Известно большое количество гравитационных газовых сепараторов, основные схемы которых представлены на рис. 5.28.
Схема наиболее простого газового сепаратора приведена на рис. 5.28, а (в этом случае скважина обязательно должна иметь
Рис. 5.28. Принципиальные схемы гравитационных газовых сепараторов:
I - нефть; II - газожидкостная смесь; III - газ 1 - обсадная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - колонна штанг; 4 - глубинный насос; 5 - продуктивный пласт; 6 - перфорированные отверстия; 7 - прием насоса (всасывающий клапан); 8 - отводная трубка; 9 - пакер; 10 - приемная труба; 11 внутренняя трубка зумпф).
Насос устанавливается ниже интервала перфорации, а под ним закрепляется перфорированный хвостовик того же диаметра, что и насосно-компрессорные трубы. Нефть с газом из продуктивного пласта 5 поступают в кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной НКТ 2. Вследствие достаточно большой площади поперечного сечения этого кольцевого пространства нефть с меньшей скоростью, чем всплывают пузырьки газа, движется вниз и поступает через отверстия 6 в приемную трубу 10 и далее -- в прием насоса 7. Эффективность данной схемы сепарации достаточно высока, но она не может применяться в скважинах с небольшим динамическим уровнем, а также в скважинах с открытым забоем.
Газовый сепаратор пакерного типа представлен на рис. 5.28, б. Нефть с газом поднимается по обсадной колонне 1 до пакера 9. Затем эта смесь через приемную трубу 10 поступает в отводную трубку 8, расположенную в кольцевом пространстве между обсадной колонной 1 и НКТ 2. На выходе из отводной трубки 8 изменяется направление движения: жидкость стекает вниз и через отверстия 6 поступает к приему насоса 7, а газ уходит в затрубное пространство. Такая схема сепаратора позволяет избежать влияния динамического уровня в затрубном пространстве на эффективность его работы. Для снижения давления сепарации и повышения ее эффективности пакер устанавливают как можно выше над забоем или увеличивают длину отводной трубки 8.