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.

      Насос с принудительной смазкой плунжера

 

      Корпус  насоса посредством трубы сообщается с затрубным пространством скважины между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами на высоте, обеспечивающей надежное разделение нефти, воды и газа (не более 20 м). Труба внизу соединяется несколькими каналами, выполненныи в корпусе цилиндра со всасывающей частью насоса и кольцевым зазором между плунжером и цилиндром, а сверху заканчивается обратным клапаном . Для уменьшения поперечного габарита труба может иметь эллиптическое сечение и крепиться к корпусу насоса и насосно-компрессорным трубам с помощью хомутов. Насос работает так: при ходе плунжера вверх вследствие разряжения, создающегося в камере, открывается клапан и сюда поступает жидкость из поднасосного пространства скважины, а в трубу через обратный клапан из затрубного пространства скважины засасывается нефть.

      При ходе плунжера вниз камера оказывается  под давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб (клапан открыт), которое значительно превышает давление в трубе. Вследствие этой разницы давлений, нефть из трубы через каналы выдавливается в кольцевой зазор между плунжером и цилиндром, осуществляя их смазку. Клапан на трубе при этом закрыт.

      При наличии штанговращателя на скважине и, следовательно, периодического поворота плунжера в цилиндре достаточно одной трубки. При отсутствии штанговращателя количество трубок может быть увеличено.

      Предлагаемая  конструкция насоса вследствие принудительной смазки плунжера более работоспособна в скважинах, продуцирующих обводненную и газированную нефть.

Штанги

 

      Штанги  предназначены для передачи возвратно-поступательного  движения плунжеру глубинного насоса от станка-качалка и являются своеобразным штоком поршневого насоса.

      Специфика применения штанг наложила отпечаток  на их конструкцию.

      В настоящее время штанга – это  стрежень, длиной 8 м, имеющий по концам специальную резьбу, квадратное сечение  под ключ и плавные переходные участки.

      Штанги  соединяются между собой муфтами. На одном конце штанги муфта навинчивается на заводе с горячей посадкой и при эксплуатации не отвинчивается.

      Муфта представляет собой цилиндрическую втулку с внутренней резьбой и  мостом под ключ.

      Резьба  на штангах и муфтах не нарезается, а накатывается, что существенно упрочняет резьбу штанг. Промышленность выпускает штанги диаметром 16 (1/2”), 19 (3/4”), 22 (7/8”) и 25 мм (1”). Для возможности регулирования длины колонны выпускаются короткие штанги (метровки) длиной 1200, 1500, 2000, 3000 мм. Ступенчатые колонны штанг соединяют переводными муфтами.

       Изготовляют штанги из углеродистых и легированных сталей, кроме того для повышения  прочности они проходят различную  обработку.

      Получили  применение и полые штанги, представляющие собой трубы диаметром 25 мм. Канал этих штанг может использоваться для подъема нефти и доставки в скважину различных веществ.

      Ведутся испытания непрерывной колонны  штанг, представляющие собой отдельные стальные прутки, сваренные между собой. Длина отдельных секций составляет от 180 до 360 м. Для транспортировки и спуска в скважину таких штанг разработано специальное оборудование «ТатНИИнефтемаш».

      За  рубежом внедряются штанги, выполненные  в виде троса из металлических  проволочек с нейлоновым покрытием  и общей нейлоновой оплеткой. Диаметр троса 16 мм, и по прочности он соответствует металлической штанге диаметром 12,7 мм.

      Новой разновидностью штанг являются штанги из стекловолокна, отличающиеся высокой прочностью и коррозионной устойчивостью.

      Широкое применение непрерывных штанг позволит ускорить процессы спускоподъемных операций за счет намотки их на барабан вместо поочередного свинчивания – развенчивания. 

     4.2.3. Эксплуатация скважин,  оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН) 

       Длительная  работа УШГН в скважине будет обеспечена грамотно подобранным режимом – системой следующих параметров: типоразмер насоса, глубина спуска, величина погружения под динамической уровень, длина хода и число ходов полированного штока, а также нагрузкой на колонну штанг.

      Проектирование  оптимального режима производится по данным исследованиям, на основании которых рассчитывают добывные возможности скважины Qc. Им должны соответствовать возможности оборудования.

      При оценке работы УШГН следует определять значения ряда показателей.

      Теоретическая производительность насоса Qт при диаметре плунжера D , длине хода L , числе ходов n и коэффициента подачи составит:

      

      Коэффициент подачи есть отношение фактической  производительности Qф к теоретической Qт.

      

      Погружение  насоса hп – разность замеров глубины подвески насоса Нп и динамического уровня hq (отчет замера ведут от устья)

      hп=Hп-hq

      Действительная (фактическая) производительность насоса определится соотношением

      

      Именно  на эту величину следует ориентироваться  при подборе насоса к скважине и добиваться равенства

      Q_Ф=Q_С

      Коэффициент подачи насоса зависит от величины утечек жидкости, возникающих при его работе: это утечки в резьбовых соединениях труб, в зазоре между плунжером и цилиндром, в клапанах. Кроме того, происходит неполное заполнение жидкостью цилиндра насоса вследствие наличия в нем «мертвого» пространства. «Мертвое» пространство – это объем в цилиндре насоса, образуемый дном цилиндра и предельным положением плунжера при ходе вниз.

      При работе насоса «мертвое пространство»  заполняется газом, выделяемым из нефти, и исключается из объема цилиндра. Поэтому для характеристики насоса вводится еще одно понятие – коэффициент  наполнения Кн. Он представляет собой отношение объема жидкости, заполнившей цилиндр, к полному расчетному объему цилиндра.

      Глубина погружения наоса под уровень  жидкости зависит от содержания газа и воды в нефти и различна для  разных скважин и нефтяных месторождений.

      Как мы ранее рассмотрели, плунжера насоса совершает возвратно-поступательное движение, сообщаемое ему колонной штанг. 

      Работа, совершаемая при ходе вверх, будет  затрачена на подъем колонны штанг  весом Рш и жидкости весом Рж на высоту L

      Ав=(Рш+Рж)*L

      При ходе вниз полезной работы по подъему  жидкости не совершается, более того колонна штанг своим весом  «тянет» балансир станка-качалки вниз, т.е.:

      Aн= -Рш*L

      Таким образом, возникают неравномерные  нагрузки на станок-качалку за цикл: при ходе вверх они максимальны, при ходе вниз они отрицательны. Выравнивание нагрузки за цикл осуществляется уравновешиванием – установкой специальных противовесов на балансир (балансирное уравновешивание) или кривошип (кривошипное уравновешивание) станка-качалки. Их цель – накопление энергии при ходе вниз и возвращение ее при ходе вверх.

      Уравновешивание позволяет снизить потребную  мощность электродвигателя станка-качалки в 5…9 раз.

      Вес колонны штанг определяется из соотношения

      Pш=q₁*L₁+…+q_i*L_i

      Где q1, q2 …qi – вес 1 м насосных штанг, образующих колонну, H; L1, L2 … Li – длина ступеней колонны, м.

      Вес жидкости определится из формулы:

      

      где Fпл – площадь сечения плунжера, кв.см; L – глубина установки насоса, м; х – плотность жидкости, кг/куб.м; g – ускорение свободного падения, см/кв.с.

      Максимальная  нагрузка Рмах на головку балансира  составит

      Pmax=Рж+Рш(в+m)

      где в – кэффициент потери веса штанг в жидкости; m фактор динамичности, характеризующий напряженность работы станка-качалки