Масса тяжелого низа колонны штанг

Условный диаметр насоса, мм	Минимально необходимая масса тяжелого низа для 3 группы посадки плунжера, кг
	Для насоса с одним нагнетательным клапаном при Sn			Для насоса с двумя нагнетательными клапанами при Sn
	10	20	30	10	20	30
29	45	50	55	45	50	55
32	50	55	60	50	55	60
38	60	65	70	65	75	85
44	70	75	80	75	85	90
57	80	85	90	85	100	140
70	110	115	120	110	130	160
95	140	150	170	150	170	210

2.2.13. Вспомогательное оборудование скважинных штанговых насосных установок: скребки, центраторы, скважинные дозаторы, штанговые амортизаторы, газосепараторы

Осложненные условия эксплуатации скважин штанговыми насосными установками требуют применения дополнительных средств, которые обеспечивают повышение надежности работа­ющего оборудования.

Например, практически все нефтяные скважины Западной Сибири и многие скважины в других регионах являются наклон­но-направленными или искривленными. Практика эксплуата­ции СШНУ показала, что значительное искривление скважины приводит к резкому снижению наработки до отказа насосной установки, в первую очередь — колонны насосных штанг и ко­лонны НКТ. Постоянный контакт между муфтами насосов штанг и внутренней поверхностью НКТ приводит к быстрому износу муфт и к возможности выхода нирреля штанги из муф­ты, т.е. к обрыву штанг. Одновременно с этим муфты штанг, действуя как резцы, прорезают металл НКТ. Из-за этого в теле НКТ возникают повреждения, иногда сквозные. Такие повреж­дения уменьшают площадь сечения тела НКТ, что в свою оче­редь, может привести в конечном итоге даже к обрыву колонны НКТ и падению оборудования на забой скважины. Кроме того, сквозные повреждения в колонне НКТ приводят к утечкам че­рез них добываемой жидкости.

Для защиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в наклонно-направленных скважинах необходимо при­менять центраторы или протекторы.

Центраторы могут выполняться с поверхностями трения ка­чения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготов­лении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных ро­ликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с ци­линдрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от по­казателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жид­кости. При небольших величинах зенитного угла достаточно применять центраторы скольжения. При значительных величи­нах зенитного угла на интенсивно искривленных участках необ­ходимо применять роликовые центраторы качения, на осталь­ных участках — центраторы скольжения.

В интенсивно искривленных аварийных скважинах необхо­димо комбинированное применение центраторов и других пре­дохранительных устройств. Центраторы роликовые устанавли­ваются в интервале набора кривизны или корректировки траек­тории скважины, а в других искривленных участках — центрато­ры скольжения. Пример исполнения центраторов представлен на рис. 2.118.

Некоторые центраторы выполняют также роль скребков по очистке НКТ от парафина и других отложений. Они должна быть устойчивы к износу, ударам, изменениям температуры; химическому воздействию нефти и пластовой воды; обладать низкой абразивностью к металлу, создавать минимальные гид­равлические сопротивления, иметь оптимальную стоимость. На рис. 2.119 показана схема установки центраторов в сква­жине [43, 44].

Рис. 2.118. Конструкция центраторов:

а — центратор-муфта с роликами; б — центратор-муфта скольжения; в — центратор-скребок промежуточный

Наиболее успешные масштабные испытания центраторов скольжения произведены в ОАО «Черногорнефть» и АО «Тат­нефть». Импортные роликовые центраторы внедрялись в объе­динении «Пурнефтегаз» фирмой «Бритиш Петролеум», однако в недостаточных масштабах для заключения об их эффективнос­ти. Изготовление наиболее простых конструкций центраторов можно организовать в рамках самих нефтегазодобывающих фирм.

При выборе типа конструкций центраторов необходимо учи­тывать их гидравлические характеристики. Все применяемые центраторы скольжения (рис. 2.120) создают при возвратно-по­ступательном движении в НКТ значительные сопротивления. С возрастанием числа качаний их величина растет и может сни­зить продуктивность работы насоса, увеличить энергозатраты на добычу, снизить МРП скважины. Необходимо обеспечить оптимальное сочетание гидравлических характеристик центра­торов с их устойчивостью к износу.

Рис. 2.119. Схема установки центратора в скважине

1 — станок-качалка; 2 — штанговращатель; 3 — насосные штанги; 4 — насосно-компрессорные трубы; 5 — роликовый центратор; 6 — скользящий центратор; 7 — скребок-ограничитель; 8 — насос

Рис. 2.120. Центраторы скольжения зарубежного производства

Наилучшим образом этому требованию отвечают центраторы турбинного типа. Все типы центраторов должны иметь закруг­ленные углы, зауженные концы, увеличенное отношение длины к диаметру. Такие характеристики позволяют уменьшить сопро­тивление потоку нефти за счет минимизации турбулентности и кавитации потока. Соответственно наилучшими являются цент­раторы, позволяющие использовать их минимальное общее число и вес в расчете на одну скважину.

Другим нормативным условием выбора центраторов является суммарная стоимость в расчете на одну скважину при прочих равных условиях. Габариты центратора не должны препятство­вать проведению спускоподъемных операций в скважине, ловильных и других работ.

Выбор типа центраторов в идеале должен базироваться на максимально точный расчет нагрузок, действующих на глубин­но-насосное оборудование в скважине. Однако в полевых усло­виях это не всегда возможно.

На рис. 2.121 приведен центратор скольжения штанг конст­рукции РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, который изготав­ливается из полиуретана или полиамидной смолы. Центратор устанавливается на штангу через его боковые противоположные продольные пазы.

На рис. 2.122 показан центратор качения, разработанный в АО «Татнефть». В качестве тел качения в нем использованы стан­дартные шарики от подшипников, установленные в гнездах кор­пуса центратора и зафиксированные в этих гнездах от радиаль­ного перемещения.

Рис. 2.121. Центратор штанг из полиуретана

При откачке пластовой жидкости с высоким содержанием парафина, асфальтенов и смол в колонне НКТ может проис­ходить отложение этих веществ. Для борьбы с асфальто-смоло-парафинистыми отложениями (АСПО) при работе СШНУ применяются штанговые скребки. Как уже отмечалось выше, эти скребки могут быть совмещены с центраторами (так называ­емые скребки-центраторы). Одним из таких устройств является центратор, показанный на рис. 2.121. Другим, наиболее часто применяемым на промыслах видом скребков является пластинчатый (рис. 2.123). Стальная пластина / крепится хомутами 2 (с помощью сварки или запрессовки) к телу штанги /. Расстояние между скреб­ками любых типов должно быть меньше, чем длина хода плунжера скважинного насоса для перекрытия зон очистки внутренней поверхнос­ти колонны НКТ. Для равномерной очистки внутренней поверхности НКТ от отложений скребки должны постоянно поворачиваться вместе с колонной насосных штанг или без нее. В первом случае такой поворот осуществляется с помощью штанговращателя, во втором — за счет специальной формы скребка (на­пример — винтовой), что приводит к вращению скребка за счет сил трения.

Другим способом борьбы с АСПО является закачка в сква­жину специальных химических реагентов. Однако подача хим­реагентов с устья скважины часто является неэффективной, т.к. реагент должен пройти через большую «подушку» пены и плас­товой жидкости и попасть на прием скважинного насоса.

Рис. 2.122. Центратор штанг конструкции АО «Татнефть»

1 — НКТ 73 мм; 2 — шарик; 3 — резьба штанги диаметром 22 мм

Рис. 2.123. Пластинчатый скребок на насосной штанге

1 — пластина; 2 — хомут; 3 — штанга

Поэтому наиболее эффективным становится применение скважинного дозатора. Дозатор скважинный инжекционный (ДСИ-107) разработан «ТатНИПИнефть» и успешно применяется на мно­гих нефтяных промыслах. Предназначен для подачи водонерастворимых ингибиторов на прием штангового насоса. Дозатор может применяться в скважинах с обводненностью продукции не менее 10% при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10—100 °С). Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м³, а кинематичес­кая вязкость — не более 450 мм²/с. Дозатор обеспечивает непре­рывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут. На­ружный диаметр скважинного дозатора — 107 мм, длина (без трубчатого контейнера для реагента) — 400 мм, масса одного комплекта — 22 кг.

Эксплуатация дозатора (рис. 2.124) осу­ществляется следующим образом. Во вре­мя подготовительных работ определяются обходимый объем химреагента, длина хвостовика (контейнера) из НКТ для раз­мещения ингибитора и диаметр втулки дозатора 23 для установления режима его работы.

В скважину спускается колонна НКТ расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой 16 и пробкой 15.

Плотность и вязкость ингибитора оп­ределяют при температуре среды на глу­бине подвески дозатора в скважине, со­держание воды в продукции скважины — по данным предыдущей эксплуатации скважины.

Рис. 2.124. Дозатор ДСИ-107:

1, 11— корпус; 2 — камера; 3, 5 — контргайки; 4— сопло; 6, 18— гайка; 7— патрубок; 8, 10, 17— фильтр; 9, 20 — седло клапана; 12— штуцер; 13 — ниппель; 14 — трубка; 15 — пробка; 16— заглуш­ка; 19 — колонна НКТ; 21 — шарики; 22 — труб­ка; 23 — втулка

Втулка 23 размещается в камере 2, корпус 11 заворачивается в корпус 1. Присоединяют дозатор к колонне НКТ 19, предва­рительно ввернув трубку 14 в нижний конец гидролинии, и ус­танавливают фильтр 17 на нижнем конце нагнетательной гидро­линии. Скважинный насос присоединяют к дозатору. Спуск штангового насоса с дозатором в скважину производится в обыч­ном порядке на необходимую глубину.

Подъем оборудования и извлечение его из скважины произ­водится в порядке, обратном спуску. При этом для подъема труб 19 без жидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую пробку 15 сбрасыванием металлического лома в колонну НКТ после отсоединения от нее дозатора.

Работу дозатора в скважине следует контролировать по изме­нению дебита скважины, величине нагрузки на головку балан­сира СК, химическому анализу устьевых проб добываемой жид­кости.

Длину контейнера из НКТ для заливки раствора ингибитора целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная зап­равка дозатора химреагентом производилась при очередном те­кущем ремонте скважины.

При работе СШНУ с большими динамическими нагрузками (при большой глубине подвески насоса, высокой частоте ходов плунжера) для снижения амплитуды напряжений в колонне на­сосных штанг в некоторых случаях применяются амортизаторы. Амортизаторы могут встраиваться в саму колонну штанг или яв­ляться частью подвески полированного штока. Схема скважин­ного амортизатора, встроенного в колонну наосных штанг пред­ставлена на рис. 2.125.

Амортизатор выполняется в виде стакана 7 с отверстием 3 в днище 4. При этом головка 9 верхней штанги связана со стаканом 7резьбовым соединением, головка переводника ниж­ней штанги 7 выполнена ступенчатой. Стакан 7 установлен днищем 4 на ступени меньшего диаметра 2, а между ступенью большего диаметра 6 и днищем 4 стакана размещен упругий элемент 5.

В процессе спуска колонны насосных штанг стакан 7обеспе­чивает соединение двух штанг — верхней и нижней. Для регули­рования зазора между двумя соединяемыми насосными штанга­ми служит шайба 8. При ходе колонны насосных штанг вверх, когда имеет место наибольшая нагрузка, вначале страгивается верхний участок ко­лонны штанг до места установки первого компенсатора. Далее по мере увеличения нагрузки произойдет сжатие упругого эле­мента 5, и только после этого начнется дви­жение следующего после компенсатора участка. Таким образом, в процессе рабо­ты компенсаторы, установленные в штан­говой колонне через определенные интер­валы, снижают инерционную нагрузку на колонну штанг, уменьшая величину общей нагрузки [44].

Имеется и много других конструктив­ных схем амортизаторов, в частности — амортизаторов, использующих демпфи­рующие свойства канатов, которые так­же снижают инерционную составляю­щую максимальной нагрузки. В этом случае канат необходимой длины и ди­аметра встраивается в колонну насос­ных штанг с помощью специальных пе­реводников. Опыт показал, что применение двух-трех вста­вок каната длиной по 8—10 м или одного длиной 20—25 м вполне достаточно для снижения динамических нагрузок на 15-25%.

Еще одним видом дополнительного оборудования для эксп­луатации нефтяных скважин с помощью штанговых насосов яв­ляются газосепараторы.

Рис. 2.125. Амортизатор штанговой колонны

Также как и в случае работы установок центробежных насо­сов, газосепараторы обеспечивают уменьшение поступления сво­бодного газа на прием скважинного штангового насоса. Как уже указывалось выше, штанговые насосы обычного исполне­ния не должны иметь на приеме свободного газа более 10%, насосы специального исполнения — более 25%. Часто геолого-технические условия эксплуатации нефтяных скважин не по зволяют обеспечивать указанное количество свободного газа за счет увеличения глубины спуска, что требует применения газо­сепараторов.

Газосепараторы для штанговых насосов могут выпускаться как по ОСТ 39-177-84, выпущенному Министерством нефтяной про­мышленности СССР, так и по технической документации от­дельных фирм-изготовителей. Конструктивные схемы газосепа­раторов по ОСТ 39-177-84 представлены на рис. 2.126.

Все представленные газосепараторы имеют схожий принцип действия — при повороте потока газожидкостной смеси за счет разности плотности газа и жидкости происходит разделение по­тока. После этого более легкий газ отводится по специальным каналам в затрубное пространство, а поток жидкости подается на прием насоса.

Практически все газосепараторы при разделении потоков жидкости и газа производят и выделение из потока жидкости механических примесей. Это выделение происходит также по причине разности плотности жидкости (р = 800—1200 кг/м³) и механических примесей (р = 2500—4300 кг/м³). Для сбора от­делившихся механических примесей (песок, известняк и дру­гие составляющие продуктивного пласта, а также ржавчина из скважинного оборудования) в газосепараторах предусмотрены специальные контейнеры. Контейнеры изготовлены из насос-но-компрессорных труб и имеют заглушку в нижней части. Верхняя часть контейнера присоединена с помощью резьбы к нижней части газосепаратора. Количество насосно-компрессор-ных труб и их объем зависит от количества механических при­месей в откачиваемой пластовой жидкости и планируемой на­работки на отказ скважинного оборудования.

Рис. 2.126. Схемы газовых сепараторов

а — СГВД, б — СГВК, в — СГВЦ, 2 — СГНЧ, д — СГНП;

1, 8, 15, 20, 27, 32 — переводник; 2, 9, 21, 28 — приемная труба; 3, 10, 17, 22, 33 — корпус; 4 — переводник-ограничитель; 5, 13, 24 — труба; 6, 25 — нижний корпус; 7, 19, 31, 34 — наконечник; 11 — газозащитная воронка; 12, 14 — клапан; 16, 23 — ниппель; 18 — шнек; 20 — пеногаситель