В этом случае формула (4.2) примет вид

q_n = K[Pпл – Рбаш - (H – L)* p*q]ⁿ (4.4)

где Рбаш – давление на входе в лифт; р-плотность жидкости.

При глубине подвести лифта L его диаметр d определится из формулы

(4.5)

При заданном диаметре лифта глубина его спуска составит:

(4.6)

где Ру-давление на устье скважины.

2.5.1.2 Осложнения при работе фонтанной скважины

Отложения парафина

Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа.

По содержанию парафина нефти принято делить на три класса:

1 – беспарафинистая (содержит менее 1% парафина по массе); 2 – слабопарафинистая (содержит 1-2% парафина по массе); 3 – парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).

Безводная девонская нефть Туймазинского нефтяного месторождения, например, содержит от 3, 7 до 5, 5% парафина: пласт Д1 – 5%, пласт Дп – 6 %, турнейский - 1, 9%, угленосный – 3, 7%. Месторождения Мангышлака содержат 15-20% парафина (Узень и Жетыбай).

Добыча нефти при наличии в ней парафина осложняется выпадением парафиновых отложнений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях, в резервуарах.

Парафиновые отложения состоит из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.

Парафиновые отложения нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти.

В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти.

Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м.

Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут.

Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти.

В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.

Выпадению парафина способствует снижение температуры в лифте. Температура начала кристаллизации парафина для месторождений Татарии и Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С.

Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь снижением давления по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевого давления.

Опишем метод борьбы с парафином, в основу которого положено свойство парафина прилипать только к шероховатым поверхностям. Ученые С.Ф.Люшин и В.А.Рассказов установили, что на гладких поверхностях отложение парафина не наблюдается. Группой ученых объединения «Башнефть» и НГДУ «Туймазанефть», институтов «УралНИТИ» и «ОФ ВНИИКанефтегаз» были разработаны рецептуры материалов и созданы установки для их нанесения на внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб.

Были испытаны поверхности, выполненные из стекла, эмали, эпоксидной смелы. Свойство покрытий различны: стекло температуростойко, кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих на насосно-компрессорные трубы в скважине и разных величин деформаций металла и стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.

Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии.

Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700^оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.

Эпоксидная смола является упругим материалом, наносится при температуре +100^оС, процесс нанесения может быть осуществлен в условиях промысловых мастерских. При высоком качестве подготовки поверхности и соответствующем подборе материалов покрытие долговечно и надежно, противостоит парафинообразованию.

Следует упомянуть и метод борьбы с парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей.

Конструктивно скребки были выполнены так, что при движении вниз они уменьшали свой диаметр, что обеспечивало им свободной проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же они увеличивали диаметр и срезали парафин.

Скребки в некоторых нефтяных районах применяются и в настоящее время.

Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится депарафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель.

В нагревателе монтируется труба, через которую прокачивается жидкость. Здесь она нагревается до определенной температуры и направляется в скважину. Агрегат может быть подключен на «циркуляцию», т.е. выходящая из скважины жидкость направляется в печь, подогревается до 100^оС и возвращается в затрубное пространство скважины. В процессе циркуляции производится очистка ствола скважины и НКТ.

2.5.1.3 Оборудование фонтанной скважины

Наиболее простым способом подъема жидкости из фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной колонны. При этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов; б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны; в) возникновение осложнений за счет выделяющихся из жидкости компонентов – солей, парафина, мехпримесей.

Восстанавливать поврежденную колонну и устранять осложнения трудоемко и не всегда эффективно. Надо также иметь ввиду, что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной колонной и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.

Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное.

Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты – все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

К наземному оборудованию относится устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки – все оборудование, работающие на поверхности.

Рассмотрим назначение и конструкционные особенности оборудования, соответствующие требованиям технологического процесса.

2.5.1.4 Насосно-компрессорные трубы

Насосно-компрессорные трубы в нефтяных скважинах выполняют следующие основные функции: а) являются каналом для подъема добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного оборудования; в) являются каналом для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

В зависимости от назначения и условия их применения НКТ называют: а) фонтанными (или лифтовыми) – при применении в фонтанных скважинах для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации в насосных скважинах; в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

Насосно-компрессорные трубы по конструкции подразделяются на: а) гладкие; б) с высаженными наружу концами.

Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они не равнопрочны: прочность их в резьбовой части составляет 80-85% прочности тела трубы. НКТ с высаженными наружу концами – равнопрочны: прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.

ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск бесшовных (цельнотянутых) НКТ следующих условных (наружных) диаметров, мм: гладкие – 48, 60, 73, 83, 102, 114 и с высаженными наружу концами – 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114. Толщина стенок от 4 до 7 мм, длина трубы от 5, 5 до 10 м (в среднем 8 м). НКТ выпускаются из стали группы прочности Д, К, Е, Л, М. Конструкция резьбового соединения специальная.

Резьба в НКТ – коническая. Преимущества таких резьб: а) возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств; б) возможность ликвидации в резьбе зазоров; в) более равномерное распределение нагрузки; г) сокращение времени на сборку – разборку.

2.5.1.5 Пакеры, якоря

Пакеры – устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков скважины, например, призабойной зоны от остальной части. При этом они выполняют следующие функции:

- защищают обсадную колонну от воздействия пластового давления;

- препятствуют контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей и газов;

- способствуют давлению газа только в НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия;

- создают возможность раздельной разработки отдельных пластов и пропластков;

- позволяют осуществлять направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях.

Процесс разобщения производится механическим, гидравлическим и гидромеханическим воздействием на резиновый пакерующий элемент, увеличивающий при этом диаметральный габарит. В зависимости от вида воздействия на разобщающий элемент получили применение пакеры механического («М») или гидравлического («ГМ») действия.

Пакер работает так. После спуска на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах в последние бросают шарик, который устанавливается в седле. Закачкой жидкости в НКТ в пакере создают давление, которые передается через канал «А» под поршнем и вызывает его перемещение. Поршень толкает плашкодержатель с усилием, обеспечивающим срезание удерживающего винта 10. Продолжая движение вверх, он надвигает плашки на корпус и приживает их к эксплуатационной колонне.

Расжатие манжет производится за счет массы труб, воздействующих на упор.

При дальнейшем увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком, и они выпадают из корпуса, освобождая проходное сечение пакера.

Подъем пакера осуществляется после снятия осевой нагрузки и перемещения вверх ствола, конуса, упора. Это способствует возвращению в первоначальное положение плашек и манжет.

Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень. Принцип его работы аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъеме НКТ плашки возвращаются на свое место, освобождая якорь.

Якорь может быть конструктивно совмещен с пакером и тогда в шифр пакера вводится буквы «я» (например, ПД-ЯГМ).

2.5.1.6 Фонтанная арматура

Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины. Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

Назначение каждого из элементов арматуры: колонный фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки – для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ); штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд – часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин.

Колонные головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок.

2.6.1 Добыча нефти установками штанговых насосов

Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения.

Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН).

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Осуществление способа производится с помощью установки, схема которой приведена. Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд.

Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Рассмотрим устройство и работу отдельных узлов УШГН.

2.6.1.1 Привод

Приводы классифицируются: а) по роду используемой энергии – на механические, гидравлические, пневматические; б) по числу обслуживаемых скважин – на индивидуальные и групповые; в) по типу первичного двигателя – на электрические и тепловые.

Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг.

В конструктивном отношении станок-качалка представляет собой четырехзвенный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Устройство серийного станка-качалки по ГОСТу 5866-76 описывается следующим образом.

Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска.

Станок-качалка (СК) состоит из ряда самостоятельных узлов.

Рама предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечниками, и имеет специальную подставку под редуктор. В раме имеются отверстия для крепления к фундаменту.

Стойка является опорой для балансира и выполняется из профильного проката в виде четырехгранной пирамиды. Ноги стойки связаны между собой поперечинами. Снизу стойка крепится к раме сваркой или болтами, сверху несет плиту для крепления оси балансира с помощью двух скоб.

Балансир предназначен для передачи возвратнопоступательного движения колонне штанг. Выполняется из профильного проката двутаврового сечения и имеет однобалочную или двухбалочную конструкцию. Со стороны скважины балансир заканчивается поворотной головкой.

Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках, расположенных в чугунных корпусах. К средней части оси, имеющей квадратное сечение, приварена планка, через которую опора балансира с помощью болтов соединяется с балансиром.

Траверса выполняет роль связующего звена между кривошипно-шатунным механизмом и балансиром и конструктивно выполняется в виде прямолинейной балки из профильного проката. Крепление к балансиру шарнирное при помощи сферического роликоподшипника.

Шатун - трубная заготовка со специальными головками по концам; с помощью верхней головки шатун соединяется пальцем с траверсой, нижней – кривошипом через палец и сферический подшипник.

Кривошип – основной элемент кривошипно-шатунного механизма, предназначенный для преобразования вращательного движения вала редуктора в возвратно-поступательные колонны штанг. Выполнен в виде прямоугольных пластин с отверстиями для крепления к шатунам и ведомому валу редуктора. Снабжен пазами для установки и перемещения противовесов.

Канатная подвеска является гибком звеном между колонной штанг и балансиром. Состоит из двух траверс – верхней и нижней, разделенных втулками зажимов канатов. На верхней траверсе лежит узел крепления полированного штока. Траверсы могут быть раздвинуты винтами для установки динамографа.

Клиноременная передача СК предусматривает применение клиновых ремней типов О, А, Б, В, Г. Правильный выбор типа ремня обеспечивает долговечность работы передачи.

Шкивы выполняют быстросменными за счет конусной расточки тела и применения конусной втулки, закрепляемой гайкой.

Поворотные салазки являются рамой для двигателя, крепящейся в наклонном положении, что обеспечивает изменение межцентрового расстояния между осями валов и, следовательно, натяжение ремней.

Тормоз двух колодочной конструкции укрепляется на тормозном барабане и приводится в действие ходовым винтом. Рукоятка тормоза в целях безопасности вынесена в конец рамы станка-качалки.

Приводом станка качалки является трехфазный, асинхронный электродвигатель во влагоморозостойком исполнении с короткозамкнутым ротором с кратностями пускового и максимального момента соответственно 1, 8…2, 0 и 2, 2…2, 5.

Основная синхронная частота вращения – 1500 об/мин. Для получения необходимого числа ходов точки подвеса штанг могут быть применены электродвигатели с частотой вращения 750 или 1000 об/мин серии АОП.

Кроме описанного привода, основой которого является качающийся балансир, в РФ и за рубежом созданы и применяются несколько конструкций без балансирных приводов. Преимущества этих приводов заключаются в уменьшении общего габарита привода, улучшении условий обслуживания и снижении металлоемкости, повышении транспортабельности и монтаже способности.

Принципиальный отличительной особенностью всех без балансирных СК является отсутствие качающегося балансира.

Примером без балансирного механического привода является следующая конструкция. Она состоит из опорной стрелы, на верхнем конце которой расположено сдвоенное цепное колесо и роликовые цепи. Концы цепей крепятся к траверсе. К последней присоединены шатуны. Редуктор имеет привод от электродвигателя. На ведомом валу редуктора укреплены V-образный формы с отверстиями для крепления шатунов. На окружности диска устанавливаются противовесы.

За рубежом применяются несколько типов без балансирных приводов, одной из разновидностей которых является следующий. Он состоит из стальной фермы, устанавливаемой на устье скважины. На верхней площадке фермы установлен приводной двигатель с реверсивным редукторов, на выходном валу которого укреплен шкив. Через шкив перебрасывается со стороны фермы уравновешивающий груз, с другой – канат с полированной штангой. Ферма устанавливается на рельсы и может быть откатана при подземном ремонте. Реверсивный редуктор управляется пультом: при достижении полированным штоком крайних положений пульт дает команду на изменение направления вращения.

Выпускаются такие СК в США фирмой «Ойл вэл» имеют следующие характеристики: длина хода до 10, 2 м, грузоподъемность до 157 кН, число ходов до 2 мин-1, мощность до 30 кВт.

За рубежом получили применение гидравлические приводы штанговых насосов. Они включают в себя подъемный цилиндр, уравновешивающий цилиндр, соединенные между собой системой маслопроводов. Гидравлическая силовая часть состоит из насоса и распределительного устройства. Насос нагнетает в подъемный цилиндр масло, в результате чего поршень, а затем и колонна штанг поднимаются. При верхнем положении срабатывает распределительное устройство и масло вытекает из-под поршня.

Уравновешивание гидравлического привода происходит путем перетока масла из подпоршневой полости цилиндра при его ходе вниз в подпоршневую полость цилиндра и подъем его поршня. Затем при ходе вверх происходит обратный процесс: масло из под поршневой полости цилиндра перетекает в подпоршневую полость цилиндра, помогая перемещению его поршня вверх

2.6.1.2 Конструкция штангового насоса

Скважинный насос состоит из цилиндра, поршня и клапанов всасывающего и нагнетательного. При ходе поршня вверх в цилиндре насоса создается разряжение, в результате которого давление жидкости вне насоса оказывается выше, чем внутри. Это вынуждает всасывающий клапан открываться и впустить в цилиндр насосов порцию жидкости.

Одновременно, находящаяся над поршнем жидкость оказывает давление на нагнетательный клапан, прижимая его к седлу, и вместе с поршнем перемещается вверх. Через определенное количество ходов вверх (циклов) произойдет заполнение колонны насосно-компрессорных труб и жидкость начнет поступать в устьевой трубопровод.

При ходе вниз плунжер в насосах данного типа не совершает работы по подъему жидкости: происходит сжатие заполнившей цилиндр жидкости, закрытие всасывающего и открытие нагнетательного клапанов и переток жидкости из подпоршневой и надпоршневую область насоса.

Несмотря на большое количество созданных в настоящее время конструкций скважинных поршневых насосов, их можно разделить на два класса - не вставные и вставные. Вставные насосы по принципу действия не отличаются от не вставных. Отличием является их монтаж в скважине: насос фиксируется на заданной глубине в замковой опоре, устанавливаемой заранее в насосно-компрессорных трубах перед их спуском в скважину.

Замковая опора состоит из опорного кольца и пружинного якоря, устанавливаемых в специальной опорной муфте и зажимаемых сверху переводником.

Насос имеет конус, сверху крепящийся к направлению штока, а снизу – к упорному ниппелю. Конус садится на опорное кольцо в НКТ, ниппель, разжимая пружины якоря, обхватывается ими, надежно фиксируя насос.

Выпускаются вставные насосы под шифром НСВ диаметром 28, 32, 38, 43, 55, 68 мм с длиной до 10 м; массой до 252 кг. Длина хода плунжера от 0, 6 до 6 м. Они предназначены для эксплуатации скважин глубиной до 2500 м.

Не вставные насосы, выпускаемые промышленностью под шифром НСН, имеют цельно натянутый цилиндр и полый плунжер с гладкой поверхностью, с винтовыми и кольцевыми канавками или углублениями на поверхности. Кроме металлических используют манжетные и гуммированные плунжеры.

Винтовые и прямоугольные канавки обеспечивают вынос песка и соскребание его со стенок цилиндра, углубления на поверхности обеспечивают лучшую смазку пары. Зазор между цилиндром и плунжером устанавливается до 0, 12 мм в зависимости от характеристики откачиваемой ими нефти: для маловязких нефтей зазор должен быть минимальным для высоковязких – наоборот.

Клапанный узел включает в себя корпус, конус, седло, шар. Всасывающий клапанный узел устанавливается в основание цилиндра и может быть поднят из скважины одновременно с плунжером. Для этой цели он снабжается захватным приспособлением, выполненным в виде крестовины, которая входит в прорезь основания и путем поворота последнего фиксируется в ней.

Узел нагнетательного клапана устанавливается в верхней или нижней части плунжера и отличается от всасывающего отсутствием захвата.

Техническая характеристика насосов типа НСН: внутренний диаметр цилиндра – 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 мм; ход плунжера от 600 мм до 6000 мм; производительность при числе ходов 10 в минуту – 5, 5…585 куб.м./сут; предельная глубина спуска – 650…1500 м; габаритные размеры – диаметр наружный 56…133 мм, длина 2785…8495 мм, масса 23, 5…406 кг.

Среди штанговых насосов можно выделить отдельную группу специальных насосов, созданных для работы в осложненных условиях. Такими условиями принято считать наличие в нефти газа, солей, парафина, песка, воды и других агентов, приводящих к изменению свойств жидкости и условий ее добычи. Вот некоторые из применяемых типов.

Манжетные насосы отличаются конструкций поршня и предназначены для эксплуатации скважин, содержащих очень вязкую нефть. Манжеты изготовлены из нефтестойкой резины и собираются на трубе-стержне.

Насосы с гуммированным плунжером выпускаются вставного и не вставного типа. Используются для эксплуатации скважин с большим содержанием песка. На кольцевые проточки плунжера запрессовываются 3...4 резиновых кольца. Уплотнение кольца достигается давлением жидкости внутри поршня через отверстие в корпусе, выходящее под кольцо.

Телескопические насосы предназначены для эксплуатации скважин с очень высоким содержанием песка и большой вязкостью жидкости (50*10^-6м²/с и более).

Конструктивно насос выполнен из трех труб: нижняя – неподвижная, является цилиндром насоса и подвижных, скользящих по ней и выполняющих функцию плунжера. Эти трубы вверху соединены. Такая конструкция обеспечивает получение между цилиндром и плунжером большого зазора (до 0, 5 мм). Наличие циркулирующей жидкости по зазору обеспечивает вынос песка и гидравлическое уплотнение.

Многоступенчатые насосы предназначены для эксплуатации скважин с большим газовым фактором. Состоят из 2-3 плунжеров различного сечения, работающих по принципу «тандем»: нижний плунжер увеличенного диаметра подает газированную жидкость в верхний, где она сжимается под большим давлением вследствие меньшего диаметра верхнего плунжера и цилиндра и т.д.

Насосы двойного действия предназначены для эксплуатации высокодебитных скважин малого диаметра. Основан на принципе использования хода штока вверх и вниз для подачи жидкости.

Рассмотрим технологические особенности работы УШГН в осложненных условиях.

По мере движения ГЖС от забоя скважины к приему насосы из-за снижения давления и температуры происходит выделение газа. Как наиболее подвижный агент, газ первым входит в цилиндр насоса и, заполняя его, препятствует поступлению жидкости. Улучшить это положение можно двумя путями: создать на приеме насоса давление, больше чем давление раз газирования (давление насыщения), или изменить направление движения жидкости на входе в насос таким образом, чтобы газ отделялся от жидкости и уходил в затрубное пространство.

Первый метод требует спуска насоса под динамический уровень на очень большую величину, что не всегда достижимо и не экономично. Второй метод требует применения специальных устройств – якорей. И хотя газовых якорей создано в настоящее время много, большинство из них работают на одном принципе – гравитационном разделении газа и жидкости за счет изменения направления движения смеси на 90 или 180 градусов.

Выпадение парафина из нефти ведет к перекрытию отверстий фильтра, клапанов, труб. Борьба с парафином ведется несколькими методами: механическими – посредством постоянного соскабливания выделяющегося на внутренней поверхности НКТ парафина укрепленными на штангах скребками; химическими – посредством дозирования на прием насоса химических реагентов, разрушающих парафин; тепловыми – рас плавлением нагреваниями.

Примером механического способа борьбы с отложениями парафина являются пластинчатые скребки, получившие распространение на промыслах восточных районов.

Скребки уплотняются на штангах через определенные интервалы и периодически поворачиваются с помощью специальных устройств – штанговращателей.

Крепление пластины к штанге производится хомутами, которые охватывают штанги и привариваются к пластине. Считается, что за счет деформации сварочного соединения, возникающего после его остывания, пластина надежно будет удерживаться на штанге.

Химические методы борьбы с парафином заключаются в подаче химических реагентов в скважину.

Опыт показывает, что наиболее целесообразным является дозирование реагента непосредственно на прием насоса с помощью глубинных дозаторов.

Приведем описание одного из них. Установка скважинного штангового насоса с дозатором химреагентов состоит из насоса, колонны труб, штанг, корпуса дозатора. Последний связан с контейнером и разделительным поршнем. В корпусе дозатора расположены всасывающий и нагнетательный клапаны, ограничительная решетка, в которой установлена регулирующая втулка клапана. В корпусе дозатора имеются отверстия для поступления пластовой жидкости в насос. Установка работает следующим образом. При всасывании жидкости штанговым насосом происходит подъем клапана, который в свою очередь захватывает через клапан химический реагент. При нагнетании жидкости штанговым насосом клапан захлопывается под действием столба жидкости и пружины.

Шток клапана вытесняет реагент в полость всасывания через нагнетательный клапан. По мере расхода реагента давление в контейнере снижается; за счет разницы пластового давления и давления в контейнере происходит перемещение реагента поршнем вверх.

При демонтаже производится выдавливание пластовой жидкости из контейнера отворачиванием пробки, через которую производится наполнение контейнера реагентом.

Применение данной установки позволяет повысить эффективность внутрискважинной обработки за счет применения химреагента против коррозии, отложений парафина внутри насоса и других осложнений, а также очистки фильтра.

Тепловые методы снижения вязкости предполагают спуск в скважину совместно с УШГН электрических нагревателей, к которым по кабелю подается напряжение с поверхности.

Известно поднасосное и наднасосное расположение нагревателей, спускаемых в скважину одновременно с насосом. Этот метод основан на жидкостей снижать свою вязкость при нагреве.

Насос для откачки жидкости с механическими примесями

Механические примеси, содержащиеся в откачиваемой глубинным насосом жидкости, не только приводят к абразивному износу самого насоса и оборудования, но могут привести к сложным авариям. При остановках насоса механические примеси осаждаются из жидкости и накапливаются над насосом, попадают в зазор между плунжером и цилиндром и заклинивают плунжер.

Конструкция штангового насоса следующая. Плунжер в верхней своей части жестко закрепляется с одной или несколькими полыми штангами, которые наглухо закрыты и соединены с колонной обычных штанг. На полых штангах смонтированы кольцевые наклонные полки-пескоприемники. Над полками выполнены отверстия, через которые добываемая насосом жидкость из плунжера поступает в подъемные трубы. Полки-пескоприемники выполнены, во-первых, наклонными и, во-вторых, каждая нижерасположенная полка имеет несколько больший диаметр кольца, чем вышерасположенная. Такое конструктивное расположение полок обеспечивает равномерное заполнение механическими примесями межполочных объемов при остановках насоса и снижает гидромеханическое сопротивление потоку жидкости при выходе из плунжера и поступлении в подъемные трубы. Кроме того, при последующем запуске насоса в работу осевший в межполочных объемах песок полностью выносится из них под действием струи жидкости из отверстий. Наклон полок-пескоприемников позволяет обеспечить лучшие условия смыва механических примесей при любой производительности насоса, сократить общее число полок.