книги / Скважинные насосные установки для добычи нефти

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 до­ полнительных средств, которые обеспечивают повышение на­ дежности работающего оборудования.

Например, практически все нефтяные скважины Западной Сибири и многие скважины в других регионах являются наклон­ но-направленными или искривленными. Практика эксплуата­ ции СШНУ показала, что значительное искривление скважины приводит к резкому снижению наработки до отказа насосной установки, в первую очередь — колонны насосных штанг и ко­ лонны НКТ. Постоянный контакт между муфтами насосных

штанг и внутренней поверхностью НКТ приводит к быстрому износу муфт и к возможности выхода нирреля штанги из муф­ ты, 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 повреж­ дения уменьшают площадь сечения тела НКТ, что в свою оче­ редь, 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 че­ рез них добываемой жидкости.

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

Центраторы могут выполняться с поверхностями трения ка­ чения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготов­ лении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных ро­ ликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с ци­ линдрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от по­ казателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жид­ кости. При небольших величинах зенитного угла достаточно применять центраторы скольжения. При значительных величи­ нах зенитного угла на интенсивно искривленных участках необ­ ходимо применять роликовые центраторы качения, на осталь­ ных участках — центраторы скольжения.

В интенсивно искривленных аварийных скважинах необхо­ димо комбинированное применение центраторов и других пре­ дохранительных устройств. Центраторы роликовые устанавли­ ваются в интервале набора кривизны или корректировки траек­ тории скважины, а в других искривленных участках — центрато­

ры 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

—ценгратора в скважине

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. 2.121 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. 2.122 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. 2.121. 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. 2.121. Другим, наиболее часто

Рис. 2.122. Центратор штанг конструкции АО «Татнефть»

1 — НКТ 73 мм; 2 — шарик;

3 — резьба штанги диаметром 22 мм

применяемым на промыслах видом скребков является пластинчатый (рис. 2.123). Стальная пластина 1 крепится хомутами 2 (с помощью сварки или запрессовки) к телу штанги /. Расстояние между скреб­ ками любых типов должно быть меньше, чем длина хода плунжера скважинного насоса для перекрытия зон очистки внутренней поверхнос­ ти 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 штангов-

ращателя, во втором — за счет специальной формы скребка (на­ пример — винтовой), что приводит к вращению скребка за счет сил трения.

Другим способом борьбы с АСПО является закачка в сква­ жину специальных химических реагентов. Однако подача хим­ реагентов с устья скважины часто является неэффективной, т.к. реагент должен пройти через большую «подушку» пены и плас­ товой жидкости и попасть на прием скважинного насоса. По-

Рис. 2.123. Пластинчатый скребок на насосной штанге

I — пластина; 2 — хомут; 3 — штанга

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

комплекта — 22 кг.

Эксплуатация дозатора (рис. 2.124) осуч 1 ществляется следующим образом. Во вреч

2мя подготовительных работ определяются

3обходимый объем химреагента, длина

7дозатора 23 для установления режима его

8работы.

9В скважину спускается колонна НКТ

10расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой 16 и пробкой 15.

Плотность и вязкость ингибитора опч

14по данным предыдущей эксплуатации скважины.

Рис. 2.124. Дозатор ДСИ-107:

/, 11 — корпус; 2 — камера; 3, 5 — контргайки;

154 — сопло; 6, 18— гайка; 7— патрубок; 8, 10, 17— фильтр; 9, 20— седло клапана; 12— штуцер; 13 — ниппель; 14 — трубка; 15 — 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 1. Присоединяют дозатор к колонне НКТ 19, предва­ рительно ввернув трубку 14 в нижний конец гидролинии, и ус­ танавливают фильтр /7на 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. 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 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 7обеспе­ чивает соединение двух штанг — верхней и нижней. Для регули­ рования зазора между двумя соединяемыми насосными штанга­ ми служит шайба 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 [60].

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-