Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин штанговыми насосами и методы их предупреждения

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

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Из формулы следует, что уменьшением доли вредного пространства можно добиться повышения коэффициента наполнения ан. При отсут­ствии влияния вредного пространства (Квр=О) работа насоса устойчива с любым даже самым низким коэффициентом напол­нения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса. Однако тип насоса всегда должен быть правильно подобран к условиям скважины.

Основной метод борьбы — уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружении насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме Рпр как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворяется в нефти. Если дав­ление Рпр становится больше давления насыщения нефти газом Рн ,то свободного газа вообще нет на этой глубине, то есть вредное влияние газа прекращается. При нормальное работе погружение составляет 20 - 50 м , а при наличии газа его доводят, если это возможно, до 230 - 350 м, что соответствует около 30% Рн, . Однако для этого требуется дополнительное оборудование , а также уменьшается его на­дежность. Поэтому перед входом в прием насоса осуществля­ют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхности). Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъема жидкости.

При поступлении жидкости в насос газ частично сепарируется в затрубное пространство. Сепарацию газа характеризуют коэффициентом сепарации, который представляет собой отношение объема свободного газа, уходящего в затрубное прост­ранство, ко всему объему свободного газа при термодинами­ческих условиях у приема насоса. Сепарацию газа можно улуч­шить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса.

Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания.

Рис. 7 Газосепаратор

На рисунке 7 представлен общий вид устройства, состоящий из нескольких расположенных один под другим сепарационных узлов 1 со сферическими выгнутыми наружу донышками 2, по центрам которых проходит газоотводящий патрубок 3 с радиальными отверстиями 4 под каждым выпуклым донышком, и всасывающего патрубка 5, прием которого расположен над верхней сепарационной тарелкой.

При отклонении оси устройства от вертикали в скважинах по сложным профилем ствола весь накопившийся под сферическими донышками сепарационных тарелок газ выводится только через газоотводящий патрубок, а на прием всасывающего патрубка поступает жидкость, отсепарированная от газа при обтекании всех сепарационных тарелок.

В известном устройстве при отклонении оси газового якоря от вертикали зона накопления газа под сепарационной тарелкой не совпадает с радиальными отверстиями в газоотводящем патрубке и газ "пробулькивается" через борт тарелки в жидкостной поток, способствуя образованию пенной структуры и попаданию пузырьков газа вместе с жидкостью во всасывающий патрубок.

Пескопроявление и борьба с песком.

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и обра­зованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей не герметичности 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 мин) 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 восходящего потока ниже приема, 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.

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. При этом целесообразно обес­печить плавный запуск песочной скважины последовательным увеличением длины хода S, числа качаний n или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20 25 % от дебита).

Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. А. Н. Адонин показал, что такой вынос возможен при условии Wж / Wсв >2-2,5 ,где Wж - скорость восходящего потока жидкости как отноше­ние расхода жидкости к площади проходного сечения трубы (для учета роли свободного газа в движении песка скорость Wж можно оценить по сумме расходов жидкости и газа); Wсв скорость свободного осаждения песчинки с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20% всего объема песка.

Если при заданных диаметрах труб и штанг условие не выполняется, то можно уменьшить диаметр подъемных труб, применить насосные установки с трубчатыми штангами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в зону перфорации, либо осуществить подкачку чистой жидкости в затрубное пространство. Применение хвостовика уменьшает высоту пробки, образующейся на забое при остановке. При подливе затрачивается дополнительная энергия на подъем подливаемой жидкости, однако при этом исключается возможность прихвата насоса и хвостовика пе­ском, заклинивания плунжера за счет уменьшения объемной концентрации песка в потоке.

Песочные якоря и фильтры, устанавливаемые у приема насоса, осуществляют сепарацию пес­ка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гра­витационном принципе. В якорях прямого и обратного действия жидкость изменяет направление на 180°, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане» при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы является существование в коре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. По опытным данным А. М. Пирвердяна якорь обратного действия значительно эффективнее якоря прямого действия, так как благо­даря насадке увеличивается скорость нисходящего потока жидкости с песком. Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Этот метод эффективен для скважин, в которых поступле­ние песка непродолжительно и общее количество его невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые,песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По данным А. М. Пирвердяна лучшими являются сетчатые фильтры с раз­мерами ячеек 0,25X1,56 мм.

Однако полностью избежать вредного влияния песка не удается. Некоторое его количество поступает в насос и приводит к износу пары плунжер - цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин. Научно-технический прогресс связан с усовершенствованием стандартных насосов, созданием насосов в абразивостойком исполнении и новых конструкций с защитой трущейся пары плунжер - цилиндр. Применяют насосы следующих конструкции: с малыми зазорами между плунжером и цилиндром; с сепаратором внутри плунжера; с гидрозащитой пары плунжер - цилиндр; с плунжерами, имеющими круговые канавки; типа «пескобрей»; с магнитными плунжерами; с гидрозащитой и др.

Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки завихрители а также их применяют для борьбы с отложениями парафина в НКТ и для предотвращения истирания штанг в наклонных скважинах.

Высоковязкие нефти.

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъема таких нефтей на поверхность-штанговый насосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штаг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапан.

Вредное влияние гидродинамических сил трения сводится к увеличению максимальной нагрузки, уменьшению минимальной нагрузки и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа·с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

С целью уменьшения влияния вязкости применяют различ­ные технические приемы и технологические схемы добычи. При откачке высоковязких нефтей используют специальные двух плунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоход­ный режим откачки . Силы гидродинамического трения прямо пропорциональны скорости откачки з.п

Снижения вязкости откачиваемой жидкости можно достичь подливом растворителя в затрубное пространство (10 - 15% расхода добываемой нефти) или воды, подогревом откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

Известны также различные технологические схемы насосной добычи, согласно которым штанги помещают в среду маловязкой нефти или воды в НКТ, а продукция скважины поднимается по затрубному пространству выше пакера.

При обводнённости продукции nв=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 станка-качалки. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастают износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

Отложения парафина и борьба с ними

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 голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме 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. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин с помощью паропередвижной установки.

Пропарку труб осуществляют и в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное пространство подают пар, который через насос поступает в насосно-компрессорные трубы. Трубы нагреваются, парафин рас­плавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и пара­фина по выкидной линии поступает на сборный пункт, Вместо пара подают 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 поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

Рис. 8 Штанговращатель ШВР

Штанговращатель ШВР предназначен для периодического поворота штанг в штангонасосной арматуре во время ее работы.

Вращение штанг обеспечивает:

-очистку НКТ от парафина скребками, расположенными на штангах;

-равномерный износ штанг в искривленных скважинах;

-равномерный износ поршня насоса.

Преимущества

Применена червячная передача, и изменено направление рабочего движения храповика. Это значительно повышает передаваемый крутящий момент и повышает безопасность работы обслуживающего персонала, так как поворот храпового рычага штанговращателя происходит при ходе штанг вниз и точка привязки троса, приводящего его в движение, находится выше человеческого роста.