3.3 Експлуатація свердловин штангово-насосним способом

Штангове свердловинно-насосне устатковання. Зупинка або відсутність фонтанування свердловин змушували розробляти інші способи піднімання нафти на поверхню. Спочатку це були тартальні способи, коли рідина піднімалася чисто механічними пристроями: колодязне видобування, тартання желонкою (довге вузьке відро з кульовим клапаном знизу), поршнювання (свабування). Відтак застосували ерліфт. Але він не зміг конкурувати зі штанговими свердловинними насосами, якими і в наші часи обладнано більшість свердловин.

Відмітна особливість штангового свердловинно-насос-ного устатковання (УШСН) полягає в тому, що у свердловині встановлюють плунжерний (поршневий) насос, який задіюється поверхневим приводом за допомогою колони штанг (рис. 3.16).

Штангове свердловинно-насосне устатковання містить у собі: а) наземне обладнання – верстат-качалку (ВК), обладнання гирла; б) підземне обладнання – насосно-компресорні труби (НКТ), насосні штанги (НШ), свердловинний штанговий насос (СШН) та різні захисні пристрої. Основні елементи ВК– стояк 17 з балансиром 16, два кривошипи 21 з двома шатунами 19, редуктор 22, клинопасова передача 24, електродвигун 25 та блок керування 28, який під’єднується до промислової мережі силової електропередачі. СШН складається з циліндра 3, плунжера 4, всмоктувального 2 та нагнітального 5 клапанів. Циліндр СШН кріпиться до НКТ 5. На нижньому кінці циліндра встановлено нерухомий всмоктувальний кульовий клапан, що відкривається під час ходу плунжера вверх. Плунжер порожнистий ( з наскрізним каналом), має нагнітальний кульовий клапан, що відкривається під час ходу плунжера вниз.

Рисунок 3.16 – Схема штангової свердловинно-насосної устатковання:

1 – експлуатаційна колона; 2 – всмоктувальний клапан; 3 – циліндр насоса; 4 – плун­жер; 5 – нагнітальний клапан; 6 – насосно-компресорні труби; 7 – насосні штанги; 8 – хрестовина; 9 – гирловий патрубок;10 – зворотний клапан для перепускання газу; 11 – трійник; 12 – гирловий сальник; 13 – гирло­вий шток; 14 – канатна підвіска; 15 – головка балансира; 16 – балансир; 17 – стійка; 18 – балансирний вантаж; 19 – шатун; 20 – кривошипний вантаж; 21 – кривошип; 22 – редуктор; 23 – ведений шків (з протилежної сторони тормозний шків); 24 – клинопасова передача; 25 – електродвигун на поворотних полозках; 26 – ведучий шків; 27 – рама; 28 – блок управління

Електродвигун 25 через клинопасову передачу 24 та редуктор 22 надає двом масивним кривошипам 21, розташованим з двох боків редуктора, колового руху. Кривошипно-шатунний механізм у цілому перетворює коловий рух на зворотно-поступальний рух балансира 16, який коливається на опірній осі, закріпленій на стояку 17. Балансир передає зворотно-поступальний рух штангам 7 та через них плунжеру СШН.

Під час руху плунжера вверх нагнітальний клапан під дією рідини закривається і вся рідина, яка знаходиться під плунжером, піднімається на висоту, що дорівнює довжині ходу плунжера. У цей час свердловинна рідина через всмоктувальний клапан заповнює циліндр насоса. Якщо плунжер рухається вниз, то всмоктувальний клапан закривається, рідина під плунжером стискається і відкривається нагнітальний клапан. У циліндр занурюються штанги, з’єднані з плунжером. Таким чином СШН – поршневий насос одинарної дії, а в цілому комплекс з насоса та штанг – подвійної дії. Рідина з НКТ витісняється через трійник 11 у нафтозбірний трубопровід.

Верстат-качалка – індивідуальний механічний привід СШН. ГОСТ 5866‑76 передбачає виготовлення 13 типорозмірів ВК, які характеризуються найбільшим допустимим навантаженням 20…200 кН, номінальною довжиною ходу штока 0,3…6 м, найбільшим допустимим крутним моментом 2,5…125 кН·м. Наприклад, у шифрі ВК5-3-2500 цифра 5 означає найбільше допустиме навантаження на головку балансира в точці підвішування штанг, т (1т = 10 кН); 3 – найбільшу довжину ходу S гирлового штока, м; 2500 – найбільший допустимий крутний момент на веденому валі редуктора, кгсм ( 1кгсм = 10^-2 кН·м). Додатково ВК характеризують кількістю п коливань балансира (подвійних ходів) за хвилину, яке змінюється в межах 5…15хв^-1.

Змонтовано ВК на рамі 22, встановленій на залізобетонній основі (фунда­мент). Для швидкої зміни та натягування пасів електродвигун встановлюють на поворотних полозках. Фіксація балансира в необхідному (крайньому верхньому) положенні головки здійснюється за допомогою гальмівного барабана (шківа). Головка балансира відкидна або поворотна, що забезпечує безперешкодний прохід спуско-піднімального (талевого блока, крюка, елеватора) та глибинного обладнання під час підземного ремонту свердловини.

Оскільки головка балансира 15 здійснює рух по дузі, то для з’єднання її з гирловим штоком та штангами є гнучка канатна підвіска 14. Вона дає змогу також регулювати посадку плунжера в циліндр насоса, попереджуючи удари плунжера до всмоктувального клапана або вихід плунжера з циліндра, та встановлювати динамограф для дослідження роботи обладнання.

Амплітуда руху головки балансира (довжина ходу S гирлового штока 13) вимірюється шляхом зміни місця з’єднання кривошипа з шатуном відносно осі обертання (перестановка пальця кривошипа в інший отвір). Частота руху головки балансира (кількість коливань п) змінюється заміною ведучого шківа на валу електродвигуна на інший (більший або менший) діаметр. Тобто регулювання роботи ВК дискретне.

За один подвійний хід балансира навантаження на ВК нерівномірне. Для врівноваження його роботи встановлюють вантажі (противаги) на балансир (ВК 2), кривошип (ВК 4  ВК 20) або на балансир та кривошип (ВК 3). Тоді врівноваження називають відповідно балансирним, кривошипним або комбінованим.

Відомо й інші індивідуальні механічні приводи, що містять у собі двигун, трансмісію та перетворюючий механізм. Для приводу з одноплечовим балансиром характерно розміщення опори на закріпленому кінці балансира, а точки з’єднання шатуна з балансиром – між головкою балансира та опорою. Врівноважування може бути як вантажним, так і пневматичним за рахунок стискання повітря в пневмоциліндрі з гідравлічною засувкою. Підкачування повітря в систему врівноважування забезпечує невеликий компресор. У безбалансирних приводах зворотно-поступальний рух штанг здійснюється за допомогою ланцюга або, як правило, канатів, перекинутих через шківи-зірочки, закріплені на похилому до гирла свердловини стояку-опорі.

Розроблено УСШН з гідроприводом типу АГН, відмітна особливість яких – використання НКТ в якості врівноважуючого вантажу в поєднанні з об’ємним гідроприводом високого тиску. Устатковання змонтовано у вигляді моноблока безпосередньо на фланці колони обсадних труб, тобто немає спеціального фундаменту. Як силовий орган використано довгі гідравлічні циліндри з рухомими в них поршнями. Поршень одного циліндра з’єднано з колоною НКТ, а другого – з колоною штанг. Зворотно-поступальний рух поршнів забезпечується шляхом перемикання золотниковим пристроєм рідини в порожнині циліндра, яку нагнітає поверхневий силовий насос. Під час руху плунжера вниз циліндр свердловинного насоса переміщається вверх і відбувається всмоктування рідини. Колони НКТ та НШ переміщаються в протилежних напрямах, що потребує встановлення двох сальникових ущільнень на гирлі.

Гирлове обладнання призначено для герметизації затрубного простору, внутрішньої порожнини НКТ, відведення продукції свердловини та підвішування колони НКТ. Воно складається з гирлового сальника 12, хрестовини 8 та запірних кранів.

Гирлові сальники бувають з одним чи двома ущільненнями. Тип сальника вибирають залежно від ступеня газопроявлення та висоти положення ста­тичного рівня рідини у свердловині. Гирловий сальник герметизує вихід гирлового штока за допомогою сальникової головки та забезпечує відведення продукції через трійник. Трійник вгвинчується в муфту НКТ. Наявність просто­рового кульового шарніра між головкою сальника та трійником забезпечує самовстановлення головки сальника в разі неспівосності сальникового штока з віссю НКТ, виключає однобічне зношування ущільнюючої набивки та полегшує її заміну. Гирлові сальники, що самовстановлюються, розраховані на робочий тиск 4 МПа.

Колона НКТ підвішена на конусі в хрестовині і розташована ексцентрично відносно осі свердловини, що дає змогу здійснювати опускання приладів у затрубний простір через спеціальний гирловий патрубок 9 із засувкою. Для перепускання газу із затрубного простору в промисловий нафтотрубопровід та запобігання виливу нафти у випадку обриву гирлового штока передбачено зворотні клапани.

В іншому обладнанні передбачено муфтове підвішування НКТ.

Насосні штанги призначені для передавання плунжеру насоса зворотно-поступального руху. Штанга являє собою стержень круглого перерізу. Випускають штанги з легованих сталей діаметром (по тілу) 16, 19, 22, 25 мм та довжиною 8 м для нормальних та корозійних умов експлуатації. Для регулювання довжини колони штанг з метою нормальної посадки плунжера в циліндрі насоса слугують укорочені штанги довжиною 1; 1,2; 1,5; 2 та 3 м, які з’єднуються муфтами. Кінці штанг мають потовщені головки з накатаною різзю та квадратним перерізом для захоплення ключами. Випускаються також порожнисті (трубчасті) штанги із труб (зовнішній діаметр 42 мм, товщина стінки 3,5 мм) з привареними до них головками (діаметр 56 мм та товщина стінки 12 мм). Особливою штангою є гирловий шток, що з’єднує колону штанг з канатною підвіскою. Його поверхня є полірованою (полірований шток).

Відомо різні конструкції СШН. За способом кріплення до колони НКТ розрізняють вставні (ВСН) та невставні (НСН) свердловинні штангові насоси.

Вставний свердловинний насос у зібраному вигляді опускають всередину НКТ на штангах. Кріплення (посадка та ущільнення) НСВ відбувається у замковій опорі, яка попередньо опускається на НКТ. Насос витягують з свердловини тільки в результаті піднімання колони штанг. Тому НСВ доцільно застосовувати у свердловинах з невеликим дебітом за великих глибин опускання. Насос НСВ1 складається з циліндра, плунжера, замка, нагнітального, всмоктувального та протипіскового клапанів. Всмоктувальний клапан вмонтовано в нижній кінець циліндра, а нагнітальний – плунжера. Зверху плунжера є шток з перевідником під штанги. Замок та протипісковий клапан розташовано у верхній частині циліндра. Насос НСВ2 на відміну від насоса НСВ1 має замок у нижній частині циліндра та насаджується в замкову опору нижнім кінцем. Це звільняє циліндр насоса від циклічного розтягуючого навантаження та дає змогу значно збільшити глибину підвішування насоса. Якщо максимальна глибина опускання насоса НСВ1 не перевищує 2500 м, то для насосів НСВ2 вона становить 2500…3000 м.

Циліндр невставного (трубного) свердловинного насоса приєднується до колони НКТ та разом з нею опускається у свердловину. Плунжер НСН вводиться через НКТ в циліндр разом з підвішеним до нього всмоктувальним клапаном на насосних штангах. Застосування НСН доцільно у свердловинах з великим дебітом, невеликою глибиною опускання та великим міжремонтним періодом. Для заміни насоса (циліндра) необхідно витягувати штанги та труби. Насос НСН1 складається з циліндра, плунжера, нагнітального та всмоктувального клапанів. У верхній частині плунжера розміщується нагнітальний клапан та шток з перевідником під штанги. До нижнього кінця плунжера з допомогою наконечника на захоплюючому штоку вільно підвішується всмоктувальний клапан. Для роботи клапан насаджується в сідло корпуса. Підвішувати всмоктувальний клапан до плунжера необхідно для зливання рідини з НКТ перед їхнім підніманням, а також для заміни клапана без піднімання НКТ. Наявність захоплюючого штока всередині плунжера обмежує довжину його ходу, яка в насосах НСН1 не перевищує 0,9 м. У насосі НСН2 нагнітальний клапан встановлено на нижньому кінці плунжера. Для того, щоб витягнути всмоктувальний клапан без піднімання НКТ, використовують вловлювач (байонетний замок), який закріплено в сідлі нагнітального клапана. Насос НСН2 випускають з верхнім та нижнім кріпленням циліндра до НКТ. У другому випадку циліндр насоса нижнім кінцем встановлюють у муфті НКТ за допомогою перевідника, а верхній кінець його є вільним, тобто циліндр розвантажено. Максимальна глибина опускання насосів НСН2 до 2200 м.

Для експлуатації свердловин за наявності ускладнених умов розроблено насоси спеціальних типів. Для відпомповування рідини з об’ємною часткою піску до 0,2% надійніший є насос НСВ1П, що має клапани з сідлами з твердого сплаву. Для відпомповування рідини з об’ємною часткою піску понад 0,2% призначено насос НСН2Т. Рідина, що відпомповується, з плунжера поступає не в НКТ, а в порожнисті штанги і по них піднімається на поверхню. Для експлуатації свердловин, обводнених (понад 99%) та зі значним піскопроявленням (більше 0,2%) використовуються насоси НСВ1В та НСН2В. На відміну від НСВ1 та НСН2 у них встановлено вузли верхнього та нижнього захисту з еластичними комірцями, які попереджують попадання піску в зазор між плунжером та циліндром. Всередині плунжера є сепаратор для відділення нафти з відпомповуваної рідини та змащування нею поверхонь плунжерної пари, що труться. Для відпомповування високов’язкої (до 300 мПас) рідини призначено диференціальний насос односторонньої дії НСВГ, що складається з двох спарених насосів, один з яких є робочим, а другий створює додаткове зусилля для проштовхування плунжера в циліндрі при ході вниз. Насос НСВД на відміну від насоса НСВГ на нижньому кінці нижнього плунжера має додатковий всмоктувальний клапан, що створює додаткову камеру для стискування газованої рідини. Така конструкція забезпечує роботу насоса за об’ємної частки вільного газу на вході не більше 25%, а для інших конструкцій допустимий вміст вільного газу не повинен перевищувати 10%. Насос НСНА дає змогу здійснювати форсований відбір рідини із свердловини через НКТ, діаметр яких менший від діаметра плунжера.

Циліндри насосів бувають втулкові (з коротких сталевих або чавунних втулок) та безвтулкові (із суцільної сталевої труби). Плунжери виготовляють зі сталевих труб довжиною 1,2 м. Зовнішню поверхню плунжера та внутрішню поверхню втулок відполіровано. Плунжери залежно від вмісту мехдомішок у відпомповуваній рідині бувають гладкими, з кільцевими канавками, з гвинтовою канавкою або з армованими гумовими кільцями. Значина зазору між плунжером та циліндром для різних груп посадок плунжера в циліндрі насоса становить 0,045…0,17 мм.

Умовний діаметр насосів (за діаметром плунжера) та довжина ходу плун­жера для НСВ 28…55 мм та 1,2…6 м, а для НСН – 29…93 мм та 0,6…4,5 м.

Насос вибирають з урахуванням складу відпомповуваної рідини (наявність піску, газу, води), її властивостей, дебіту свердловини та глибини опускання насоса. А залежно від типу та умовного розміру насоса вибирають діаметр НКТ.

Подавання свердловинного штангового насоса. Внаслідок переміщення плунжера в циліндрі насоса за повний (подвійний) хід (вверх та вниз) гирлового штока витісняється об’єм

, (3.35)

де: F – площа поперечного перерізу плунжера (циліндра) насоса; S – довжина ходу гирлового (полірованого) штока, що береться рівною довжині ходу плунжера .

Якщо маємо п ходів (коливань головки балансира) за хвилину, то хвилинне подавання

. (3.36)

Помноживши на кількість хвилин за добу, отримаємо теоретичне подавання насоса:

. (3.37)

Але дійсне (фактичне) подавання Q насоса, виміряне на поверхні, як правило, менше . Відношення дійсного подавання до теоретичного називають коефіцієнтом подавання штангового насоса:

. (3.38)

Тоді дійсне подавання

. (3.39)

Коефіцієнт подавання може змінюватись від 0 до 1,0. У свердловинах, де проявляється так званий фонтанний ефект, тобто в частково фонтануючих через насос свердловинах, . Робота насоса вважається нормальною, якщо .

Довгі колони штанг та труб під час надання колоні зворотно-поступального руху в процесі роботи устатковання поводяться як пружні стержні. За рахунок пружних деформацій штанг та труб зменшується довжина ходу плунжера порівняно з довжиною ходу гирлового штока S, що безпосередньо впливає на величину подавання.

Значина довжини ходу гирлового штока S задається при проектуванні експлуатації свердловини УСШН. Для розрахунку необхідно визначити навантаження, що викликають деформації.

У точці підвішування штанг діють статичні та змінні навантаження. Статичні (або постійні) навантаження зумовлені вагою штанг у рідині та вагою стовпа рідини , що піднімається. Змінні навантаження складають динамічні сили (інерційні та вібраційні ) і сили тертя . Інерційні навантаження викликають прискорення колони штанг під час зміни руху вверх і вниз (у нижній і верхній мертвих точках) та інерцію стовпа рідини в момент початку її руху. Вібраційні (коливальні) навантаження зумовлені тим, що колона насосних штанг здійснює вимушені коливання, які надає їй верстат-качалка, а в штангах, крім цього, виникають власні коливання під дією ударного прикладання на плунжер та знімання навантаження . Сили тертя складаються з сил:

а) механічного тертя колони штанг та труб у похилих і викривлених свердловинах;

б) тертя плунжера до стінки циліндра ;

в) гідродинамічного тертя штанг в рідині ;

г) гідравлічного опору в нагнітальному клапані ;

д) гідравлічного опору (тертя) під час руху рідини в трубах .

Дослідження свердловин, облаштованих УСШН. Насосні свердловини досліджують, в основному, на усталених режимах для отримання індикаторної лінії та встановлення залежності Q від режимних параметрів роботи устатковання. Дебіт свердловини Q дорівнює подаванню устатковання. Подавання описується рівнянням (3.39), з якого випливає, що дебіт можна змінити, змінюючи довжину ходу штока S (змінюючи місце з’єднання шатуна з кривошипом переставлянням пальця шатуна на ньому), або змінюючи кількість коливань п (заміна діаметра шківа на валу електродвигуна).

Особливість дослідження в цьому випадку полягає у визначенні вибійного тиску . У разі прямого вимірювання в затрубний простір, оскільки в НКТ знаходяться штанги, на сталевому дроті через патрубок гирлового обладнання за ексцентричного підвішування НКТ опускають малогабаритний свердловинний манометр діаметром 22…25 мм. Але в глибоких та викривлених свердловинах можуть мати місце прихвачування та обривання дроту. Можна також застосовувати ліфтові свердловинні манометри, які підвішують до всмоктувального патрубка СШН і опускають у свердловину разом з НКТ. Годинниковий механізм з багатодобовим заведенням забезпечує місцеву реєстрацію тиску. Але необхідність проведення опускання-піднімання НКТ обмежує використання ліфтових манометрів. Перспективним є застосування глибинних давачів тиску, які постійно знаходяться у свердловині.

Непрямим шляхом визначити можна за формулою гідростатичного тиску:

, (3.40)

де: – середня густина рідини у свердловині (в затрубному просторі і нижче входу в насос); – висота динамічного рівня рідини ; H – глибина свердловини; – глибина динамічного рівня, тобто глибина від гирла свердловини до динамічного рівня рідини, яку визначають за допомогою ехолота.

Суть ехометрії полягає в наступному. У затрубний простір за допомогою давача імпульсу звукової хвилі (порохової хлопавки) посилається звуковий імпульс. Звукова хвиля, пройшовши вздовж стовбура свердловини, відбивається від рівня рідини, повертається до гирла свердловини та вловлюється кварцевим чутливим мікрофоном. Мікрофон з’єднано через підсилювач з реєструючим пристроєм, який записує всі сигнали (вихідний та відбитий) на паперовій стрічці у вигляді ехограми. Стрічка переміщається за допомогою стрічкопротяжного механізму з постійною швидкістю . Вимірюючи довжину запису на ехограмі між вихідним та відбитим сигналами, визначають час проходження звукового сигналу від гирла до рівня та назад відношенням до . Відстань від гирла до динамічного рівня обчислюють:

, (3.41)

де – швидкість звуку в газовому середовищі затрубного простору.

Швидкість залежить від тиску, температури та густини газу. Для її визначення на колоні НКТ поблизу рівня на заданій глибині попередньо під час чергового ремонту встановлюють репер-відбивач (потовщена муфта або відрізок труби, який на 50…65% перекриває затрубний простір). На ехограмі отримуємо сигнал, відбитий від репера. Тоді за довжиною запису між вихідним та відбитим від репера сигналами аналогічно визначаємо час проходження хвилі від репера і назад , а за ним і величиною – швидкість .

Звідси можна записати

. (3.42)

На промислах часто будують залежність від тиску і застосовують її для інших свердловин цього ж родовища. Використання електронних підсилювачів з фільтром для глушіння перешкод та виділення вимірюваного сигналу дає змогу зафіксувати на стрічці сигнали, відбиті від кожної муфти колони НКТ. Помноживши кількість пік сигналу на довжину труби, визначають глибину .

Можна застосовувати хвилеміри, які являють собою ті ж ехолоти, тільки замість звукового імпульсу в затрубний простір посилається імпульс тиску газу, що створюється короткочасним впусканням з балона газу високого тиску або випусканням газу з затрубного простору за допомогою спеціального швидкодіючого відсікача.

Діаграму навантаження на гирловий шток залежно від його ходу називають динамограмою, а її зняття – динамометруванням УСШН, яке здійснюється за допомогою динамографа. Залежно від принципу роботи розрізняють механічні, гідравлічні, електричні, тензометричні та інші динамографи. У найпоширенішому гідравлічному динамографі типу ГДМ-3 діюче на шток навантаження передається через важільну систему на мембрану камери, заповненої рідиною (спиртом чи водою), де створюється підвищений тиск. Тиск рідини в камері, пропорційний навантаженню на шток, передається по капілярній трубці на геліксну пружину. Через збільшення тиску геліксна пружина розкручується, а перо, прикріплене до її вільного кінця, креслить лінію на паперовому діаграмному бланку. Бланк закріплено на столику, який за допомогою привідного механізму переміщається пропорційно ходу гирлового штока. У результаті отримуємо розгортку навантаження Р залежно від довжини ходу S. Для знімання динамограми вимірювальну частину динамографа (месдозу та важіль) встановлюють між траверсами канатної підвіски штанг, а нитку привідного механізму самописця закріплюють до нерухомої точки (до гирлового сальника). Масштаб ходу змінюють зміною діаметра шківа самописця (1:15, 1:30, 1:45), а масштаб зусиль – перестановкою опори месдози та важеля (40, 80 та 100 кН).

Вивчення динамограм дає змогу визначити максимальне та мінімальне навантаження, довжину ходу плунжера та штока, виявити динамічні процеси в колоні штанг, виявити ряд дефектів та неполадок у роботі УСШН та насоса. На рис. 3.17, а показано найпростішу динамограму нормальної роботи насоса, яка має форму правильного паралелограма. Сили тертя направлені проти руху, тому під час ходу вверх вони збільшують навантаження, а під час ходу вниз – зменшують. Інерційні навантаження викликають “інерційний поворот” динамограми відносно нормального її положення (рис. 3.17, б). Хвилястий характер ліній зумовлений коливальними процесами в штангах (рис. 3.17, в). Практичні динамограми за виглядом завжди відрізняються від теоретичної, зіставлення з якою дає змогу виявити дефекти та неполадки в роботі устаткування і насоса (рис. 3.18). За значних динамічних навантажень надійне розшифрування динамограм через складність їхнього вигляду ускладнене. У таких умовах доцільно отримувати глибинні динамограми, які відповідають нижньому кінцю штангової колони.

Особливості експлуатації свердловин, устаткованих штанговими насосами, в ускладнених умовах. Ускладнення в експлуатації насосних свердловин зумовлені великим газовмістом на вході в насос, підвищеним вмістом піску в продукції (піскопроявлення), наявністю високов’язких нафт та водонафтових емульсій, істотним викривленням стовбура свердловини, відкладами парафіну та мінеральних солей, високою температурою тощо.

Нафтовий газ виконує роботу з піднімання рідини з вибою на поверхню. Але значна кількість вільного газу на вході призводить до зменшення коефіцієнта подавання насоса. Відомо декілька методів боротьби зі шкідливим впливом вільного газу на роботу насосів.

Перш за все тип насоса підбирають, виходячи з умов свердловини: застосовують насос з нагнітальним клапаном у нижній частині плунжера (НСН2, НСВД); якщо потрібно, то збільшують довжину ходу плунжера (довгоходовий насос, правильна посадка плунжера над всмоктувальним клапаном) або збільшують довжину ходу плунжера за одночасного зменшення діаметра насоса.

Рисунок 3.17 – Динамограми роботи штангового насоса з урахуванням статичних навантажень і сил тертя (а), інерційних (б) і динамічних (в) навантажень: в.м.т. і н.м.т. – відповідно верхня і нижня мертві точки (стрілками показано хід запису динамограми)

Рисунок 3.18 – Практичні динамограми роботи штангового насоса:

а – нормальна робота; б – вплив газу; в – перевага подавання насоса над припливом до свердловини; г – низька посадка плунжера в циліндрі невставного насоса; е – удари плунжера об верхню обмежувальну гайку вставного насоса; ж – втрати в нагнітальній частині; з – втрати у всмоктуючій частині; и – повний вихід з ладу нагнітальної частини к – повний вихід з ладу всмоктувальної частини; л – напівфонтанний характер роботи насоса; м – обривання штанг (пунктиром вказано лінії теоретичної динамограми)

Основним методом боротьби є зменшення газовмісту в рідині, що надходить в насос. У разі збільшення занурення насоса під динамічний рівень збільшується тиск на вході в насос , що зменшує об’єм вільного газу. Якщо тиск на вході є більшим тиску насичення нафти газом, тобто , то вільного газу взагалі немає на цій глибині, тобто шкідливий вплив газу припиняється. За нормальної роботи занурення становить 20…50 м ( = 0,15…0,4 МПа), а за наявності газу його доводять, якщо це можливо, до 250…350 м, що відповідає близько 30% ( МПа). Але при цьому має місце використання додаткового обладнання (штанг, труб, ВК великої вантажопідіймальності) та збільшення ремонтності обладнання. Тому перед входом у насос здійснюють сепарацію (відокремлення) газу від рідини та відвідення його в затрубний простір, а звідти перепускання у викидну лінію, де тиск є меншим тиску газу (в НКТ, на поверхні). Викид газу в атмосферу недопустимий. У результаті сепарації частина природної енергії газу втрачається.

Під час поступання рідини в насос газ частково сепарується в затрубний простір. Його сепарацію можна покращити за допомогою захисних пристроїв та пристосувань, які називають газовими якорями (газосепараторами), які встановлюються на вході в насос. Робота газових якорів базується на використанні сил гравітації (спливання), інерції, а також їх поєднання.

За наявності фонтанних проявлень доцільно не сепарувати газ біля входу в насос, а використовувати його енергію для підіймання рідини разом з енергією, яке надає насос. Для цього під насосом встановлюють хвостовик до глибини (за можливості) виділення газу. Теоретичне подавання визначають при цьому з урахуванням витрати рідини та газу для термобаричних умов біля входу в насос.

Пісок у продукції призводить до абразивного зношування плунжерної пари, клапанних вузлів та утворення піщаної пробки на вибої. У разі негерметичних НКТ він також швидко розмиває канали протікання рідини в різьових з’єднинах, підсилює зношування штангових муфт та внутрішньої поверхні НКТ, особливо у викривлених свердловинах. Навіть у разі короткочасних зупинок (до 10…20 хвилин) можливим є заклинювання плунжера в насосі, а за наявності великого осаду – і заклинювання штанг у трубах. Збільшення втрат рідини, зумовлених абразивним зношуванням та розмиванням, призводить до зменшення подавання УСШН і швидкості висхідного потоку нижче входу в насос, що сприяє прискоренню утворення вибійної пробки. До “піщаних” належать свердловини з вмістом піску понад 1 г/л.

Найефективнішим методом боротьби з піском за всіх способів експлуатації є попередження та регулювання надходження піску з пласта у свердловину. Для цього або встановлюють спеціальні фільтри на вибої, або закріплюють породи привибійної зони, або зменшують відбір рідини. Для винесення піску на поверхню необхідно, щоб швидкість висхідного потоку рідини була в 2-2,5 рази більшою швидкості вільного осідання піщинки найбільшого діаметра (найбільшої фракції). З цією метою можна зменшити діаметр підіймальних труб (або підібрати відповідні поєднання підіймальних труб та штанг), використовувати насосні устатковання з трубчастими штангами, встановити під насосом хвостові труби, які опускаються в зону перфорації, або здійснити підпомповування (підливання) чистої рідини (нафти, води) в затрубний простір.

Для попередження надходження піску в насос на вході встановлюють піщані якорі (сепаратори). У них рідина змінює напрям руху на 180, пісок відділяється під дією сили тяжіння та осідає в пісочній “кишені”, після заповнення якої якір витягують на поверхню і очищають.

Але повністю запобігти шкідливому впливу піску не вдається. Деяка його кількість все ж потрапляє в насос і призводить до зношування пари плунжер-циліндр та клапанів. Тому використовують спеціальні насоси для піщаних свердловин, а також ведуться роботи з удосконалення стандартних насосів і створення нових конструкцій з метою захисту пари плунжер-циліндр, що треться.

У разі відкачування нафт з динамічним коефіцієнтом в’язкості понад 500 мПа·с може відбуватися “зависання” штанг у рідині під час ходу їх вниз. Для зменшення впливу в’язкості застосовують різноманітні технічні прийоми та технологічні схеми видобування. Для відпомповування високов’язких нафт використовують спеціальні двоплунжерні насоси, збільшують діаметр НКТ, насоса та прохідні перерізи в клапанах насоса, встановлюють тихохідний режим відпомповування (зменшують кількість коливань до 3…4 хв^–1 та довжину ходу до 0,6…0,9 м). Для зниження в’язкості можна доливати в затрубний простір розчинник (малов’язку нафту) або воду, підігрівати рідину, що відпомповується, поміщати штанги в малов’язке середовище.

У разі великої кривизни стовбура свердловини спостерігається інтенсивне стирання насосно-компресорних труб та штанг аж до утворення довгих щілин у трубах або обривання штанг. Для повільного провертання колони штанг і плунжера “на заворіт” за кожного руху головки балансира з метою попередження однобічного стирання штанг, муфт та плунжера, попередження відкручування штанг та видалення парафіну за допомогою пластинчастих шкребків застосо­вують штангообертач, який встановлюють на гирлі. Тертя ковзання замінюють тертям кочення, застосовуючи муфти-вставки, обладнані роликами. Режим відпомповування має характеризуватися великими величинами довжини ходу S та малими величинами кількості ходів п. Для попередження утворення осаду піску на штанговій колоні встановлюють шкребки-завихрювачі.

Проектування експлуатації свердловин штанговим свердловинно-насосним устаткованням. Вихід з ладу штанг (обривання, відвороти), на які припадає 25…40% загальної кількості аварій підземної частини УСШН, залежить від параметрів відпомповування (дебіту , обводненості , діаметра насоса , глибини опускання насоса L, кількості коливань п). Правильно призначений режим відпомповування має характеризуватися максимальною. значиною довжини ходу S, відповідною даному верстату-качалці, мінімальною площею перерізу насоса F (те саме діаметра насоса ), а кількість коливань п розраховують за формулою подавання (3.39). В усіх випадках треба прагнути до збільшення коефіцієнта подавання .

Застосовують дві розрахункові методики проектування. Розрахунок за допомогою діаграм Адоніна (рис. 3.19) і таблиць є найпростішим. Діаграму залежності подавання Q УСШН від глибини опускання насоса L поділено на області застосування стандартних ВК, всередині яких виділено поля стандартних діаметрів насоса . Глибина опускання насоса L дорівнює сумі відстані від гирла до динамічного рівня і занурення насоса під динамічний рівень. Висота динамічного рівня пов’язана з вибійним тиском формулою (3.40). Вибійному тиску відповідає граничний дебіт Q.

Рисунок 3.19 – Діаграма А.Н. Адоніна

Таким чином у разі заданого дебіту за дебітом рідини Q та глибинного опускання насоса L на діаграмі знаходимо тип ВК і діаметр насоса . Потім беремо довжину ходу (вказано в шифрі ВК), а для отримання заданого дебіту Q уточнюємо число коливань п з пропорції

, (3.43)

де: – максимальна довжина ходу гирлового штока для даного ВК; – максимальне подавання, яке відповідає верхній межі поля насоса даного діаметра; – максимальна кількість коливань для даного ВК.

Тип насоса і групу посадки плунжера в циліндр насоса вибираємо, враховуючи подавання, висоту піднімання та в’язкість рідини, обводненість, вміст газу та піску. Залежно від типу та діаметра насоса із таблиці вибираємо діаметр НКТ, а залежно від діаметра та глибини опускання насоса – конструкцію колони штанг. Пустивши свердловину в роботу, на основі вимірювань дебіту і динамометрування коректуємо знайдені параметри режиму відпомповування, щоб отримати заданий дебіт за високого коефіцієнта наповнення насоса. На практиці можуть виникнути ускладнення в роботі запроектованого устаткування. Вони зумовлені відсутністю вхідної інформації і неможливістю її врахування за такого детермінованого (причинно-наслідкового) підходу. Тому щораз частіше застосовують методики оптимізації роботи насосних свердловин, основані на ймовірнісно-статистичному врахуванні впливових факторів та використанні ЕОМ.

Методика вибору УСШН та режиму відпомповування з використанням кривих розподілу тиску у свердловині дає змогу повніше врахувати наявність вільного газу. Для цього будують криві (рис. 3.20): а) розподілу тиску , газового фактора (газового числа) та витратного газовмісту вздовж стовбура свердловини з вертикальною координатою z (відповідно криві 1,2,3) в обсадній колоні за принципом знизу вверх від вибою (глибина H, тиск ) до глибини, де тиск стає рівним мінімально допустимому тиску (для забезпечення надходження рідини в насос) або витратний газовміст сягає максимально допустимі значини , за перевищення якої в процесі відпомповування плунжер під час ходу вниз вдаряється до рідини ( ); б) розподілу (крива 4) тиску від гирлового тиску за принципом зверху вниз. Відзначимо, що від вибійного тиску до тиску насичення і від тиску на виході із насоса до нового тиску насичення (з урахуванням сепарації частини газу в затрубний простір) рухається негазована рідина. Потім вибирають глибину опускання насоса L, тиск на вході і виході із насоса, витратний газовміст і газовий фактор на вході, а також перепад тиску , який має створити насос, і його втрату в нагнітальному клапані . Потім обчислюємо подавання насоса, підбираємо режимні параметри відпомповування і верстат-качалку.

Рисунок 3.20 – Криві розподілу тиску (1, 4), газового фактора (2) і витратного газовмісту (3) у разі експлуатації свердловини плунжерним насосом

Періодична експлуатація малодебітних свердловин штанговим свердловинно-насосним устаткованням. Свердловини з дебітом рідини до 5 м³/доб незалежно від висоти піднімання рідини відносять до малодебітних. Для них найдоцільнішою є періодична експлуатація. За рахунок зменшення тривалості роботи знижуються експлуатаційні витрати і, як наслідок, за одного і того ж накопиченого видобутку – його собівартість.

Рисунок 3.21 – Зміни режимних параметрів у разі періодичної експлуатації свердловин штанговим глибиннонасосним устаткованням (заштриховані області накопиченого припливу за період t_н і накопиченого відпомповування за період t_о)

Характер зміни вибійного тиску та припливу рідини у свердловину Q в часі під час періодичної експлуатації показано на рис. 3.20. Цикл періодичного відпомповування складається з двох процесів: а) накопичення рідини (зростання разом зі зменшенням Q); б) відпомповування рідини (зменшення разом із збільшенням Q).

Вибір свердловини для періодичного відпомповування здійснюють на основі аналізу наступних геолого-технологічних факторів:

а) відносного зниження дебіту – відношення середнього дебіту , що отримується при періодичному відпомповуванні, до дебіту при неперервному відпомповуванні :

; (3.44)

б) коефіцієнт запасу продуктивності – відношення можливої продуктивності Q_н даного устатковання з повним заповненням циліндра насоса до фактичного дебіту при безперервному відпомповуванні:

, (3.45)

де: – фактичний коефіцієнт подавання нового насоса; – теоретична його продуктивність.

Відносне зниження дебіту знаходять з умови, що собівартість нафти при періодичному відпомповуванні не має бути вищою, ніж собівартість при безперервному відпомповуванні, тобто . Бажано, щоб було в межах 0,8-0,95. А. Н. Адонін рекомендує брати .

Розв’язуючи разом рівняння для та , можна пов’язати тривалості періодів накопичення та відкачування (див. рис. 3.5):

,

(3.46)

звідки

. (3.47)

Періоди та можна розрахувати теоретично, хоч розрахунок, звичайно, не дає надійних результатів внаслідок наявності різних ускладнень в експлуатації, відсутності якісних досліджень. На практиці за допомогою динамографа встановлюють момент, коли рівень рідини сягає входу в насос і відбувається підсмоктування газу з затрубного простору (див. рис. 3.3, б), тим самим визначають тривалість періоду відпомповування . А період накопичення підбирають дослідним шляхом, змінюючи його тривалість для отримання допустимої значини відносного зниження дебіту .

Період відпомповування змінюють за допомогою автоматичних пристроїв, які вмикають та вимикають ВК. Робота їхня може базуватись на різних принципах: а) реле часу (при цьому не враховується знос насоса); б) за припиненням подавання; в) непряме вимірювання рівня рідини у свердловині; г) динамографічне реле; ґ) давачі сили і тиску та ін.

У міру зношування насоса для підтримування величини дебіту свердловини необхідно інтенсифікувати режим роботи устатковання за рахунок запасу продуктивності та збільшити тривалість відпомповування. Заміну насоса рекомендується проводити, коли збільшиться в 10-15 разів.

Система автоматизації, дистанційного керування та контролю за роботою свердловини, яка експлуатується штанговим насосом. Свердловина з УСШН може бути обладнана за допомогою місцевої (локальної) та дистанційної автоматизації. У разі місцевої автоматизації насосні свердловини обладнують блоком керування, електроконтактним манометром та манометром для контролю затрубного тиску. Блок керування містить: а) силову частину, призначену для управління електродвигуном верстата-качалки; б) блок керування та захисту, що забезпечує формування сигналів управління, контроль стану обладнання верстата-качалки та формування сигналу аварійного відключення; в) первинний перетворювач тиску, призначений для формування аварійного сигналу в разі підвищення чи зниження тиску у викидному трубопроводі.

Така система автоматизації забезпечує: а) автоматичне керування електро­двигуном верстата-качалки в аварійних випадках (обривання штанг та поломки редуктора, електричні перевантаження, короткі замикання та обриви фаз, несправності свердловинного насоса); б) відключення електродвигуна за імпульсом від електроконтактного манометра в аварійних ситуаціях на груповому вимірному устаткованні; в) індивідуальний самозапуск верстата-качалки після перерви в постачанні електроенергією; г) програмний запуск та зупинка електродвигуна в ході періодичної експлуатації свердловини.

Аварійний стан визначають за допомогою аналізатора споживаної потужності електродвигуна як функції ходу кривошипа. За допомогою аналізатора потужності можна отримувати інформацію для діагностик свердловинного обладнання: поломок клапанів, обриву штанг, заклинювання плунжера. Передбачено і ручне керування роботою верстата-качалки.

Є також система контролю рівня рідини у свердловині типу СКР-М та “Ехо” з глибиною вимірювання до 3000 м за тиску газу в затрубному просторі до 15 МПа та система контролю тиску на вході свердловинних насосів типу СКТ-1М з діапазоном вимірювання 0…20 МПа.

У межах свердловини, куща свердловин або устатковання застосовують пневматичні та електричні перетворювачі, котрі входять до конструкції давачів. Для передавання інформації на великі відстані між контрольним пунктом (КП) та пунктом управління (ПУ) використовують засоби телемеханіки, які передають інформацію у вигляді дискретних (цифрових) сигналів, представлених кодовими комбінаціями, тобто використовують аналого-цифрові та цифро-аналогові перетворювачі. У разі місцевої і дистанційної автоматизації давачі технологічних параметрів вимірюють значини цих параметрів та дають змогу отримати на виході стандартний (аналоговий) сигнал, пропорційний цій значині.

Для телемеханізації технологічних об’єктів у нафтовій промисловості (свердловин, групового вимірювального устатковання та кущових насосних станцій) застосовують систему телемеханіки ТМ-620, котра складається з пункту керування та контрольних пунктів. Вона забезпечує телеуправління двопозиційними виконуючими пристроями ТУ, телевимірювання інтегральних (дебіт) ТВІ та поточних (тиск та ін.) ТВП значин параметрів, телединамометрування (телеконтроль) ТД, телесигналізацію аварійного стану об’єктів ТСА, телесигналізацію стану двопозиційного об’єкта ТСС, а також двосторонній телефонний зв’язок. Система розрахована на роботу по кабельній двопровідній лінії зв’язку. Кількість таких ліній зв’язку (напрямів) – до 15. До кожного напрямку можна під’єднати до 15 пунктів контролю. Максимальний радіус дії 60 км. Система живиться від мережі змінного однофазного струму 220 В промислової частоти 50 Гц. Конструктивно пункт керування виконано в стоячих, а пункти керування – в підвісних шафах.

Разом з системою ТМ-620 працює пристрій телединамометрування частотний ПТЧ, який дає змогу отримувати масштабне зображення динамогра­ми на екрані динамоскопа, а також цифрову реєстрацію або запис на магнітній стрічці для подальшого оброблення на ЕОМ. Він складається з приймально-перетворюючого блока, давача частотного лінійних переміщень та давача частотного кутових переміщень. Для роботи в режимі дистанційного динамометрування приймально-перетворюючий блок встановлюється на шасі автолабораторії.

Система телемеханіки типу ТМ-660Р “Хазар” як лінія зв’язку має виділений радіоканал з одною чи двома частотами-носіями, виділені кабельну та повітряні лінії.

Прогрес електронної техніки призвів до надзвичайно швидкої зміни елементних баз пристроїв автоматики. Розробляються об’єктно-орієнтовані мікропроцесорні комплекси, які дають змогу дистанційно керувати кущами (групою) свердловин з механізованим (газліфтним, насосним) видобуванням нафти, що зможе забезпечити широке впровадження автоматизованих систем керування технологічними процесами (АСУ ТП) у нафтовидобуванні.