1474

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

На рис. 7.121 приведен центратор скольжения штанг конст­ рукции РГУ нефти и газа.им. И. М. Губкина, который изготав­ ливается из полиуретана или полиамидной смолы. Центратор устанавливается на штангу через его боковые противоположные продольные пазы.

На рис. 7.122 показан центратор качения, разработанный в АО «Татнефть». В качестве тел качения в нем использованы стан­ дартные шарики от подшипников, установленные в гнездах кор­ пуса центратора и зафиксированные в этих гнездах от радиаль­ ного перемещения.

Рис. 7.121. Центратор штанг из полиуретана

При откачке пластовой жидкости с высоким содержанием парафина, асфальтенов и смол в колонне НКТ может проис­ ходить отложение этих веществ. Для борьбы с асфальто-смо- ло-парафинистыми отложениями (АСПО) при работе СШНУ применяются штанговые скребки. Как уже отмечалось выше, эти скребки могут быть совмещены с центраторами (так называ­ емые скребки-центраторы). Одним из таких устройств является центратор, показанный на рис. 7.121. Другим, наиболее часто

этому наиболее эффективным становится применение скважин­ ного дозатора. Дозатор скважинный инжекционный (ДСИ-107) разработан «ТатНИПИнефть» и успешно применяется на мно­ гих нефтяных промыслах. Предназначен для подачи водонера­ створимых 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 кинематичес­ кая вязкость — не более 450 мм2/с. Дозатор обеспечивает непре­ рывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут. На­ ружный диаметр скважинного дозатора — 107 мм, длина (без трубчатого контейнера для реагента) — 400 мм, масса одного

5хвостовика (контейнера) из НКТ для раз­

6мещения ингибитора и диаметр втулки

7дозатора 23 для установления режима его

8работы.

9В скважину спускается колонна НКТ

10расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой 16 и пробкой 75.

Плотность и вязкость ингибитора оп­

11ределяют при температуре среды на глу­

бине подвески дозатора в скважине, со­

12

13 держание воды в продукции скважины —

по данным предыдущей эксплуатации

14

скважины.

Рис. 7.124. Дозатор ДСИ -107:

/, 11 — корпус; 2 — камера; J, 5 — контргайки;

154 — сопло; 6, 18— гайка; 7— патрубок; 8, 10, 7 7 - фильтр; 9, 20 — седло клапана; 12— штуцер; 13 — ниппель; 14 — трубка; / 5 — пробка; 16— заглуш­ ка; 19 — колонна НКТ; 21 — шарики; 22 — труб­ ка; 23 — втулка

Втулка 23 размещается в камере 2, корпус 11 заворачивается в корпус /. Присоединяют дозатор к колонне НКТ 19, предва­ рительно ввернув трубку 14 в нижний конец гидролинии, и ус­ танавливают фильтр 17 на нижнем конце нагнетательной гидро­ линии. Скважинный насос присоединяют к дозатору. Спуск штангового насоса с дозатором в скважину производится в обыч­ ном порядке на необходимую глубину.

Подъем оборудования и извлечение его из скважины произ­ водится 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 изме­ нению дебита скважины, величине нагрузки на головку балан­ сира СК, химическому анализу устьевых проб добываемой жид­ кости.

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

При работе СШНУ с большими динамическими нагрузками (при большой глубине подвески насоса, высокой частоте ходов плунжера) для снижения амплитуды напряжений в колонне на­ сосных штанг в некоторых случаях применяются амортизаторы. Амортизаторы могут встраиваться в саму колонну штанг или яв­ ляться частью подвески полированного штока. Схема скважин­ ного амортизатора, встроенного в колонну наосных штанг пред­ ставлена на рис. 7.125.

Амортизатор выполняется в виде стакана 7 с отверстием 3 в днище 4. При этом головка 9 верхней штанги связана со стаканом 7 резьбовым соединением, головка переводника ниж­ ней штанги 1 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 7 обеспе­ чивает соединение двух штанг — верхней и нижней. Для регули­ рования зазора между двумя соединяемыми насосными штанга­ ми служит щайба 8. При ходе колонны насосных штанг вверх,

когда имеет место наибольшая нагрузка, вначале страгивается верхний участок ко­ лонны штанг до места установки первого компенсатора. Далее по мере увеличения нагрузки произойдет сжатие упругого эле­ мента 5, и только после этого начнется дви­ жение следующего после компенсатора участка. Таким образом, в процессе рабо­ ты компенсаторы, установленные в штан­ говой колонне через определенные интер­ валы, снижают инерционную нагрузку на колонну штанг, уменьшая величину общей нагрузки [44].

Имеется и много других конструктив­ ных схем амортизаторов, в частности — амортизаторов, использующих демпфи­ рующие свойства канатов, которые так­ же снижают инерционную составляю­ щую максимальной нагрузки. В этом случае канат необходимой длины и ди ­ аметра встраивается в колонну насос­ ных штанг с помощью специальных пе­

реводников. Опыт показал, что применение двух-трех вста­ вок 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 эксп­ луатации нефтяных скважин с помощью штанговых насосов яв­ ляются газосепараторы.

Также как и в случае работы установок центробежных насо­ сов, газосепараторы обеспечивают уменьшение поступления сво­ бодного газа на прием скважинного штангового насоса. Как уже указывалось выше, штанговые насосы обычного исполне­ ния 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 про­ мышленности СССР, так и по технической документации от­ дельных фирм-изготовителей. Конструктивные схемы газосепараторов по ОСТ-39-177-84 представлены на рис. 7.126.

Все представленные газосепараторы имеют схожий принцип действия — при повороте потока газожидкостной смеси за счет разности плотности газа и жидкости происходит разделение по­ тока. 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 от­ делившихся механических примесей (песок, известняк и дру­ гие 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 при­ месей в откачиваемой пластовой жидкости и планируемой на­ работки на отказ скважинного оборудования.

л А

ON

ОС

1

Рис. 7.126. Схемы газовых сепараторов.

а — СГВД, б — СГВК, в — СГВЦ, г — СГНЧ, д — СГНП: