СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА

 

Недостаточная            пропускная

способность клапанных узлов существующих штанговых насосов [40, 148, 150] из-за малых размеров проходных каналов клапана и плунжера при откачке вязкой жидкости является одной из главных причин снижения эффективности их работы.

При использовании невставных ШГН для подъема высоковязкой нефти и эмульсий возникает зависание колонны штанг при ходе головки балансира вниз. По данным теоретических  исследований  значение

вязкости откачиваемой жидкости, при которой происходит зависание штанг, зависит от диаметра НКТ, штанг и составляет около 10 Пас. Однако в промысловых условиях зависание колонны штанг наблюдается при вязкости жидкости менее      1 Пас.

Одной из причин зависания колонны штанг является то, что при ходе плунжера вниз объем жидкости, вытесненной через узкий канал седла нагнетательного клапана и канал плунжера, не успевает продавливаться в пространство над плунжером. Под плунжером создается кратковременное повышение давления, которое препятствует ходу вниз. Это можно рассмотреть на примере исполнения невставного штангового насоса.

 

Невставной штанговый насос НН2Б-44-30-15 имеет плунжер диаметром 43,5 мм, диаметр шарика нагнетательного клапана 25,4 мм, а его седла 22 мм. Диаметр шарика приемного клапана 28,57 мм, а диаметр канала седла 24,7 мм. Отношение площади плунжера к площади канала седла нагнетательного клапана составляет 3,91, а приемного клапана 3,1. Следовательно, клапаны выполнены в виде гидравлического сужающегося устройства, на котором возникает повышенное гидравлическое сопротивление. Таким же образом выполнены

невставные штанговые насосы по стандарту Американского нефтяного института [40].

Устранение отмеченных недостатков ШГН в работе [122] достигается путем увеличения площади проходных каналов клапанов насоса до размера поперечной площади плунжера.

Скважинная штанговая насосная установка состоит (рис. 2.13) из подъемной трубы (НКТ) //, муфты 10 с установочными винтами 9, цилиндра 8 насоса и его плунжера 6, имеющего окна 7 для приема осевшей механической примеси и резьбу для присоединения штанги. На нижнем конце плунжера установлена пробка-заглушка 15. Цилиндр насоса с наружной резьбой на нижнем конце прикреплен к центру переводника 16, в стенке которого по окружности выполнены продольные каналы 17 для прохода жидкости. Переводник имеет наружную резьбу для присоединения корпуса 12 нагнетательного клапанного узла и муфтовую резьбу для закрепления совмещенного узла сливного и приемного клапанов. Цилиндр насоса заключен в трубный кожух 5, который образует кольцевое пространство 4 между цилиндром и внутренним диаметром кожуха. Корпус нагнетательного клапанного узла, выполненный в форме муфты, верхней частью присоединяется к кожуху, а нижней - к переводнику. Проходные каналы жидкости седла /, имеющего форму втулки, выполнены в его стенке, при этом каналы расположены по окружности и по форме исполнения соответствуют каналам переводника. Седло с боковым выступом закрепляется к внутреннему выступу корпуса переводником так, чтобы совпадали проходные продольные каналы для жидкости. Через центральный канал седла пропущена нижняя часть цилиндра насоса. В кольцевом пространстве внутри корпуса над седлом расположен кольцевой затвор 2 ступенчатой формы, который образует кольцевое пространство между цилиндром и внутренним диаметром затвора. Ступенчатая часть затвора воспринимает усилие от пружины сжатия 3. Внутренний канал пружины сжатия обеспечивает достаточную кольцевую площадь для прохода жидкости вдоль наружной поверхности цилиндра.

Внутренняя поверхность корпуса нагнетательного клапана выполнена с продольными 13 и поперечными 14 канавками. Образующиеся каналы пересекаются между собой. Подпружиненный затвор снабжен окнами для пропуска жидкости в кольцевое пространство вдоль цилиндра насоса. В сливном клапане предусмотрен ограничитель хода плунжера вниз. Конструкция узла сливного и всасывающего клапанов представлена на рис. 2.14.

Рис.  2.13.   Невставной штанговый глубинный насос с увеличенным проходным сечением клапанов [122]

Рис. 2.14. Узел сливного и всасывающего клапанов ШГН:

/ - переводник для присоединения приемных устройств насоса; 2 - корпус клапана; 3 - седло клапана; 4 - клапан; 5 - пружина клапана; 6 - шток клапана; 7 - сливной клапан; 8 - корпус сливного клапана (переводник)

Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом (см. рис. 2.13). При ходе плунжера 6 вверх под его пробкой-заглушкой 15 образуется полость пониженного давления, кольцевой затвор 2 закрывает проходные каналы 17 жидкости на седле / и открывает подпружиненный тарельчатый приемный клапан. Объем жидкости, прошедший через приемный клапан, занимает переменный объем в подплунжерной полости. За счет равенства площадей проходных каналов клапана и плунжера практически не происходит изменение скорости потока. При относительно малой скорости движения жидкости обеспечиваются наименьшие потери напора в самом насосе.

В верхней мертвой точке хода плунжера под действием пружины закрывается приемный клапан. За счет наличия пробки-заглушки 15 в нижней части плунжера на него постоянно действует давление столба жидкости в НКТ. При ходе плунжера вниз уменьшается объем подплунжерной полости и соответственно увеличивается объем над плунжером. После выравнивания давлений жидкости над и под плунжером открывается кольцевой затвор 2, преодолевая усилие пружины 3. При этом приемный клапан закрыт. Жидкость из подплунжерной полости через край нижнего конца цилиндра 8 плунжером продавливается в продольные проходные каналы 17 переводника 16 и седла /, далее жидкость проходит по кольцевому пространству 4 в корпусе 12 ив кожухе 5 и выходит в нагнетательную часть цилиндра. При ходе плунжера вниз подачи жидкости на дневную поверхность не происходит, а осуществляется выдавливание жидкости из подплунжерной полости в освободившийся объем над плунжером, т.е. по обводному каналу жидкость перетекает в нагнетательную часть цилиндра.

При ходе плунжера вверх уменьшается высота столба жидкости над плунжером и происходит подача жидкости на дневную поверхность, а в подплунжерной полости осуществляется процесс всасывания.

Спуск рассматриваемого ШГН в скважину производится в той же последовательности, какая принята для спуска обычных трубных штанговых насосов. Вначале на подъемных трубах спускается цилиндр с кожухом, в кольцевом пространстве которого закреплен нагнетательный клапанный узел. На нижней части переводника закрепляют совмещенный узел приемного и сливного клапанов. После закрепления трубного кожуха, цилиндра в переводнике и нагнетательного клапанного узла верхний свободный конец цилиндра 8 центрируют и закрепляют установочными винтами 9 на муфте 10 первой подъемной трубы //.    Проверяется   достаточность   расстояния   между   верхним

торцом цилиндра насоса и внутренним выступом в муфте первой подъемной трубы. Площадь прохода для жидкости не должна быть меньше площади плунжера. После монтажа НКТ на штангах спускают плунжер с заглушкой-пробкой на нижнем конце до посадки его на внутреннем буртике - ограничителе хода в сливном клапане. Ход полированного штока регулируется на устье скважины.

Конструкция плунжера с заглушкой-пробкой на нижнем конце дает возможность использовать его для скопления некоторого количества выпавшей сверху механической примеси. Поперечные 14 и продольные 13 канавки не только накапливают механические примеси, но и позволяют удалять их из зазора потоком жидкости в продольном канале корпуса в кольцевое пространство, предотвращая тем самым заклинивание подпружиненного затвора 2 механической примесью. Поперечные и продольные канавки также обеспечивают смазку затвора. Такое исполнение корпуса нагнетательного клапана и плунжера насоса позволяет уменьшить число отказов подпружиненного затвора.

Как показали промысловые испытания, ШГН с широкими проходными сечениями клапанов повышают эффективность подъема высоковязких жидкостей.

Кроме описанных конструкций существует также целый ряд насосов и устройств, так или иначе решающих проблему добычи высоковязкой нефти. Все они имеют свои преимущества и недостатки. Выбор того или иного технического решения определяется конкретными условиями и зависит от реологических свойств добываемой жидкости, конструкции скважины и геолого-физических и технологических условий разработки конкретной залежи. Имеется ряд других решений по выбору конструкций глубинно-насосного оборудования для добычи высоковязких жидкостей. Ограниченный объем книги не дает возможность продолжить их описание.

СПЕЦИАЛЬНЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЯЗКОЙ ЖИДКОСТИ

 

Совершенствование конструкции насосного оборудования для подъема вязкой жидкости привело к созданию специального насоса (рис. 2.8) [16].

Принципиальной особенностью насоса является применение узлов, обеспечивающих принудительное наполнение цилиндра насоса вязкой жидкостью - силового насоса 8 и шнека 13. Насос включает в себя плунжер 3 с нагнетательным клапаном 2, соединенный сверху с автосцепом /, а снизу посредством штанги 4 - с силовым насосом 8. Последний снабжен клапаном 9, приемной 7 и нагнетательной 10 полостями, связанными гидролиниями 6 и // с гидромотором 12. Гидромотор 12 с помощью  муфты  5  жестко  соединен  со  шнеком   13.   Причем

гидромотор,  муфта  и  шнек  выполнены  полыми  и через  них пропущена штанга 4.

Работа насоса происходит следующим образом. При ходе
плунжера 3 насоса вниз его поступательное движение через
насосную штангу 4 передается плунжеру силового насоса 8-А.
При этом клапан 9 закрывается и рабочая жидкость,
находящаяся в полости 10, по гидролинии 6 поступает в
гидромотор 12. Вращение гидромотора через муфту 5 передается
шнеку 13, и он перемещает вязкую жидкость, заполнившую
пространство между лопатками, через окно А к приему полого
плунжера 3 через канал Б и далее через открытый клапан 2 в
надплунжерную область. При ходе плунжера 3 вверх клапан 2
закрывается под давлением находящейся в НКТ жидкости, и
столб жидкости перемещается к устью скважины. Силовой
плунжер             8             также             движется             вверх,

клапан 9 при этом
открывается, образуя канал
для перетока жидкости из

 

полости 7 в полость 10.
Одновременно             часть

 

жидкости    возвращается    в
камеру     винтового     насоса
(шнека).        Далее        цикл   
повторяется.                                       

Применение             шнека

позволяет,           во-первых,

разрушить структуру вязкой
жидкости,            во-вторых,

увеличить        коэффициент

наполнения насоса.

\

Сборка насоса описанной
конструкции производится в
мастерской. Затем он
вывозится на скважину.
Узлы установки - силовой
насос, гидромотор, шнек,
гидролинии представляют
собой единый блок, который                 

спускается в скважину на НКТ. Штанги опускаются отдельно и сочленяются с плунжером 3 с помощью автосцепа /.

ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ ДЛЯ ПОДЪЕМА ВЯЗКОЙ НЕФТИ, РАЗРАБОТАННЫЕ В ОАО ОРЕНБУРГНЕФТЬ

Учитывая несовершенство существующих технологических схем и оборудования для подъема на дневную поверхность высоковязких жидкостей, в НПУ ОАО «Оренбургнефть» разработали и внедрили несколько собственных конструкций оборудования.

Скважинный штанговый насос (рис. 2.5) так же, как и установка ВНИИСПТнефти, ориентирован на применение разбавителя. Принципиальным отличием конструкции является то, что разбавитель подается не на выкид насоса, а в область приема, и, следовательно, устраняется главный недостаток предыдущей конструкции: насос работает в среде смеси, т.е. в

жидкости небольшой вязкости [18]. Это достигнуто путем монтажа смесителя 4 под приемом насоса 5 и образования канала для гидравлической связи затрубного пространства с поднасосной областью (см. рис. 2.5).

Смесь Маловязкий разбавитель   —

>-"_"_  1

Рис.                              2.5.

Принципиальная технологическая схема подачи высоковязкой жидкости с помощью ШГН, разработанная в ОАО "Оренбургнефть"

[18]:

/ - продуктивный пласт; 2 - канал для подачи разбавителя; 3 - пакер; 4 — смеситель; 5 — ШГН; 6 -затрубное пространство; 7 - обсадная колонна; 8 -насосно-компрессорные тру­бы; 9 - колонна штанг

Разбавитель по этой схеме подается через затрубное пространство, а смесь скважинной жидкости и разбавителя поднимается по НКТ.

Рис. 2.6. Схема

смесителя

разбавителя с

высоковязкой

скважинной

жидкостью:

/    -    корпус;    2    -

штуцер; 3 - клапан; 4

-      пробка;      5      -

пружина клапана; 6 -

приемный

канал насоса

Выход разбави

Одним из основных элементов рассматриваемой схемы является смеситель специальной конструкции. Смеситель (рис. 2.6) представляет собой систему каналов, через которые разбавитель подается в область приема насоса, а его смесь с высоковязкой жидкостью поступает в насос. Дозировка разбавителя в скважину регулируется уровнем жидкости в затрубном пространстве и изменением диаметра отверстия в штуцере 2. Клапан 5 смесителя позволяет закрыть затрубное пространство при проведении различных технологических операций, например промывок через НКТ.

Возможность снижения вязкости высоковязкой жидкости путем смешивания ее с менее вязкой нефтью была экспериментально подтверждена в промысловых условиях на Тананыкском месторождении в скв. 275, эксплуатирующей пласт Б2.    В   эту   скважину   подавалась   легкая   нефть   скв.    281,

Таблица 2.8

Динамика вязкости (в мПа с) смеси нефтей пластов Бг и Tj Тананыкского месторождения при различных температурах

 

Темпера-		Соотношения объемов нефтей			[ пластов	Ti/Бг, %
тура, °С	10: 90	20: 80	40 :60	50: 50	60 :40	70: 30	80 :20
10	258	114	89	57	43	31	31
20	175	100	83	54	42	31	31
30	132	83	72	52	40	31	31
40	100	54	54	43	31	31	31
50	72	53	43	32	31	31	31

работающей из пласта Т1; в пропорциях, оптимальные значения которых получены в результате лабораторных исследований (табл. 2.8).

Поскольку из ряда скважин пласта Б2 Тананыкского месторождения добывается водонефтяная эмульсия, было решено оценить ее вязкость при смешивании с нефтью пласта Т\ при водосодержании, равном 30 %.

Получено, что при температуре 20 °С и вязкости исходной эмульсии пласта Б2 774 мПа-с добавка легкой нефти пласта Т\ приводит к снижению вязкости до следующих значений: при добавлении 30 % (по объему) - до 100 мПа-с; 40 % - до 91 мПа-с; 50 % - до 57 мПа-с.

Были также получены соответствующие данные об использовании в качестве разбавителя дизельного топлива.

Дозирование последнего в нефть скв. 275 пласта Б2 при температуре 20 °С в количестве 10, 20, 30 % от объема смеси привело к изменению вязкости соответственно до 157, 100, 86 мПа-с.

Исследования показали, что путем смешивания вязкой нефти пласта Б2 и легкой нефти пласта Т\ Тананыкского месторождения в определенном соотношении можно получить приемлемое значение вязкости смеси на приеме штангового глубинного насоса и обеспечить удовлетворительную эксплуатацию скважины.

Промышленные испытания указанной технологии были проведены на скв. 296 пласта Б2 подачей маловязкой нефти из скв. 1526 пласта Т\. Характеристика условий работы скв. 296 следующая:

Эксплуатационная колонна, мм............................................................ 146

Глубина скважины, м...........................................................................    2870

Интервал перфорации, м...................................................................       2806-2815

Искусственный забой, м.....................................................................      2844

Текущее пластовое давление, МПа...................................................... 26,0

Скважинное оборудование:

насосно-компрессорные трубы:

диаметр, мм................................................................................    73

глубина спуска, м......................................................................... 1256

насосные штанги:

диаметр, мм..............................................................................      22

глубина спуска, м.......................................................................... 1256

Глубина спуска хвостовика с воронкой, м............................................ 1485

Пакер:

тип.............................................................................................       ПВМ-122

глубина установки, м.................................................................... 1300

Штанговый насос:

тип..........................................................................................         НСН-25-44

глубина спуска, м.......................................................................... 1260

Глубина спуска смесителя, м................................................................. 1280

Контроль    за    работой    ШСНУ    в    процессе    испытания осуществлялся с помощью эхометрии и динамографирования. Результаты замеров уровней приведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9

 

Дни работы после пуска ШСНУ	Время, ч	Динамический уровень жидкости, м	Буферное давление, МПа	Характеристика откачиваемой жидкости
1 1 2 3 4	10 15 9 9 9	517 780 900 450 403	1,4 1,4	Вода Эмульсия Отсутствие подачи

Рис.  2.7.   Динамограммы работы ШСНУ на скв. 296 Тананыкского

месторождения, снятые при подаче разбавителя при п = 61/мин"1

и 5 = 1,5 м:

/ - 24.07.91 г. в 10.00; II - 06.08.91 г. в 15.40; а, аи 6и в, ви г - характерные

точки динамограммы; Go, GB, GH - нагрузка на головку балансира СК нулевая,

при ходе вверх и при ходе вниз соответственно

Обработка динамограмм скв. 296 (рис. 2.7) произведена по известной методике с использованием полученных величин на контуре динамограммы и принятых масштабов длины хода полированного штока и действующих сил на головку балансира. Результаты обработки приведены в табл. 2.10.

Анализ результатов обработки динамограмм показал: глубинный насос работает удовлетворительно; влияние газа на работу насоса практически отсутствует; некоторая разница в вычислении длины хода полированного штока (1,4; 1,6; 1,53; 1,47 м) объясняется погрешностью записи; отклонение начертания динамограммы от эталонной указывает на небольшие утечки жидкости в НКТ.

Таблица 2.10 Результаты расчетов по обработке динамограмм ШСНУ на скв. 296

Показатель		Номера	замера
	1	2	3	4
Максимальная и минимальная нагрузки на
головку балансира, кН:
Gmax	89,22	39,8	6,50	67,5
Gmin	22,1	19,6	38,3	38,3
Длина хода полированного штока, м	1,40	1,60	1,53	1,47
Потеря хода за счет удлинения колонны	0,20	0,20	0,25	0,26
штанг, м
Потеря хода за счет сокращения длины	0,27	0,36	0,30	0,30
колонны штанг, м
Длина хода плунжера, м	0,90	1,04	0,98	0,86
Примечание. Замеры 1 и 2 выполнены	через 30	мин, замеры 3 и 4 через
10 мин, продолжительность работы ШСНУ	между замерами 2		и 3 10 сут.