2.6 Факторы, влияющие на работу шсну и борьба с ними

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приёме насоса, повышенным содержанием песка в продукции, наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъёму жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приёме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Это применение насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера, либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса.

Основной метод борьбы- уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. Перед входом в приём насоса осуществляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа. Сбор газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъёма жидкости.

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 м) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке- и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости выходящего потока ниже приёма, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г\л.

Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации.

1 Наиболее эффективный метод- предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе- уменьшением отбора жидкости.

2 Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину.

3 Песочные якори (сепараторы) и фильтры, устанавливаемые у приёма насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия жидкость изменяет направления движения на 180, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают.

4 Однако полностью избежать вредного влияния песка не удаётся. Некоторое его количество поступает в насос и приводит к износу пары плунжер- цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин.

Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки- завихрители. При движении штанг создаётся завихрение струи, что препятствует оседанию песка над насосом. При остановке СК песок, находящийся в жидкости, оседает на верхние торцевые площадки скребков-завихрителей, а не на плунжер насоса.

При большой кривизне ствола скважине наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения отворотов штанг и удаления парафина при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители.

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкой нефтью. Основной способ подъёма таких нефтей на поверхность- штанговый скважинно-насосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической эффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа*с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

При откачке высоковязкой нефти используют специальные двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний до 3-4 мин. и длину хода до 0,6-0,9 м.).

Снижение вязкости откачиваемой жидкости можно достичь подливом растворителя (маловязкой нефти) или воды, подогревом откачиваемой жидкости у приёма насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

При обводнённости продукции n=0,4-0,8 водонефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия неустойчивая, то на забое накапливается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности СК. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастает износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъёме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины.

Пропарку труб осуществляют и в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное пространство подают пар, который через насос поступает в НКТ. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидным линиям поступает на сборный пункт. Вместо пара подают и нагретую нефть.

Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5-8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачиваются при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.