Как осуществляется эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях?

Условиями, осложняющие работу штанговых насосных установок, являются:    большое газосодержащие  на приеме насоса:большое  содержание песка в откачиваемой жидкости;отложение парафина в НКТ и на насосных штангах;отложение  минеральных солей (солеотложение) в узлах насоса и в НКТ;сильное искривление скважин;высокопарафинистые, высоковязкие нефти.Осложняющие условия могут действовать совместно,  и тогда возникает необходимость борьбы одновременно  с несколькими осложняющими факторамиЧаще всего возникают осложнения вследствие влияния  газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.Коэффициент наполнения насоса зависит от газового фактора в условиях приема насоса  и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Величина газового фактора на приеме насоса, отнесенный к 1 м3 жидкости R = V  в свою очередь зависит от газового фактора   на поверхности, растворимости газа в нефти давления на приеме насоса   коэффициента сепарации m и обводненности n.Коэффициент операции газа у приема насоса определяется  отношением объема газа, проходящего через межтрубное пространство  но всему объему свободного газа, поступающею по обсадной колечке Коэффициент обводненности n определяет содержание воды  в откачиваемой смеси в долях  единицы.Обводненность,  газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме насоса являются природными факторами и не поддаются изменению. Давление на приеме, коэффициент сепарации и коэффициент  вредного пространства  можно изменять.Уменьшение вредного пространства и газового фактора на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения.Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный  нагнетательный клапан. Поэтому применение насосов НГН-1 со штокам неэффективно в скважинах  с большим газосодержанием  на приеме.Существенное уменьшение вредного пространства достигается правильной посадкой плунжера в цилиндре  насоса, т. е. такой посадкой, при которой плунжер и его нижний нагнетательный клапан при крайнем нижнем положении головки балансира приближается к всасывающему клапану минимально возможное расстояние. Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема вредного пространства.При увеличении давления на приеме насоса   что достигается увеличением глубины погружения насоса под динамический уровень, уменьшается газосодержание на  приеме, т.е. величена  как за счет дополнительного растворения газа в нефти, так и за счет сжатия  газа, оставшего  в свободном состоянии. При погружении насоса на глубину, где давления равно давлению насыщения, вредное влияние  газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глубине нет.На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент операции газа m на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями, удается увеличить долго газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долго газа, поступающего в цилиндр насоса.Работа газовых  якорей основана  на различных принципах,  таких как:   -отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном  вниз;использование принципа центрифугирования при завихрении потока;использование вибрации тарелок  на пружинных подвесках и др. В однокорпусном якоре газожидностная смесь (рис.1) заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление основного потока изменяется, а газовые пузырьки сплывают в межтрубное пространство.Таким образом, содержание газа в жидкости уменьшается, которая далее поступает в центральную трубу через отверстия  5 и далее в цилиндр насоса.Рисунок 1. Схема однокорпусного газового якоря.Оставшейся газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого пространства между корпусом и трубкой 2, так что   где -объемный секундный расход ГЖС в условиях приема насоса;               - площадь сечения между корпусом и центральной трубкой газового якоря.Скорость всплытия газового пузырька   согласно формуле Стокса зависит от диаметра пузырька , разности плотностей жидкости и газа   и вязкости жидкости , так что            Для эффективности работы газового якоря, должно  выполнять условие ,   а иначе газовые пузырьки вместе с потоком жидкости поступят в насос. Для выполнения условия (3) необходимо уменьшать скорость потока, это достигается разделением потока Q на два или более параллельных потоков.  Для этого применяют двух-трех или четырех корпусные якоря (рис. 2).Поскольку в каждую секцию якоря попадает только часть общего расхода Q, то нисходящая скорость потока  по формуле (1) в корпусе якоря будет меньше.

Рисунок 2. Схема двухкорпусного газового якоря

Примером удачной конструкции якоря может служить газовый якорь зонтичного типа (рис.13). В этом случае межтрубное пространство перекрывается эластичным пакером 1. Газожидкостная смесь поступает в кольцевой зазор между корпусом якоря 2 и всасывающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Рисунок 3. Газовый якорь «зонтичного» типаЭта жидкость по каналу 4 поступает на прием насоса. Хорошая сепарация газа получается при спуске насоса в зумпф скважины, который в этих условиях действует по принципу якоря-зонта.Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Межремонтный период таких скважин составляет несколько недель, после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (рис.14, а) жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря.

Рисунок 4. Принципиальная схема песочного якоряПри заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря (рис. 14, б) выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком, направленная вниз. В результате условия оседания песка улучшаются.Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости в межтрубное пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из скважины жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос спускают до забоя и таким образом создают повышенную скорость восходящего потока жидкости, при которой песок не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жидкость в несколько скважин, работа которых осложнена песком. Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.1. Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паровой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки. Перегретый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор.2. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин). Попадая через насос в трубы, растворитель омывает внутреннюю поверхность НКТ и смывает парафин.3. Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока. В этом случае штанги медленно вращаются (на заворот) с помощью специального механизма — штанговращателя, укрепляемого на канатной подвеске.4. Для предотвращения отложения парафина на внутренних стенках НКТ в насосных (а также и в фонтанных и газлифтных) скважинах применяют остеклованные трубы, т. е. трубы, внутренняя поверхность которых покрыта слоем стекла толщиной около 1 мм. Это существенно снижает интенсивность запарафинивания труб. Однако при разрушении стеклянной поверхности труб от ударов и особенно в искривленных скважинах их применение приводит к частым заклиниваниям плунжера стеклянной крошкой.5. Наиболее радикальным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установки.Осложнения, вызванные отложением солей (главным образом гипса), устраняются также различными методами, как, например:периодической закачкой в пласт растворов различных кислот;применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся растворители солевых отложений или специальные реагенты;периодической промывкой скважины и насосного оборудования через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и подбора соответствующих растворителей.При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.При откачке нефтей с вязкостью, превышающей 0,5 Па·с, сила трения штанг о жидкость при их ходе вниз и особенно при высоких давлениях на устье скважины может превысить собственный вес штанг и привести к «зависанию» штанг при ходе вниз, т.е. к явлению, когда скорость опускания штанг в вязкой жидкости станет меньше скорости движения головки балансира. В таком случае неизбежны рывки и удары в канатной подвеске и возможны обрывы штанг. Кроме того, при откачке вязких жидкостей при ходе плунжера вверх возникают большие силы трения жидкости о внутренние стенки труб. Расчеты показывают, что эти силы соизмеримы с собственным весом штанг. В этих случаях традиционные методы расчета штанг и нагрузок, действующих на них, дают заниженные напряжения, а расчет штанг надо вести не на начало хода вверх, как это обычно делается, а на момент, соответствующий середине хода вверх, когда инерционная сила обращается в нуль, а сила трения становится максимальной, так как в этот момент скорость движения штанг максимальна.