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