Файл: Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа".doc

Серийный динамограф ГДМ-3 (гидравлический динамограф с месдозой, тип 3), установленный в разъем траверс контактной подвески (показана в разрезе), изображен на рис. 10.12.

В этом динамографе жидкостная камера встроена в верхнем рычаге силоизмерительной части (пластине) 11 силоизмерительного устройства. Правая опора пластин силоизмерительного устройства допускает перестановку опоры, при которой соотношение плеч рычажной системы изменяется. Это позволяет 3 раза изменить масштаб усилий: 1; 0,75; 0,53, что в свою очередь обеспечивает пределы измерения усилий в полированном штоке в 40; 80; 100 кН.

10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация

Теоретическая динамограмма показана на рис. 10.13. На нее наложена (показана пунктиром) типичная фактическая динамо-грамма исправного насоса, спущенного на небольшую глубину и работающего в условиях отсутствия газа.

Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает процесс воспринятия штангами нагрузки от веса жидкости. Это происходит при перемещении штока на величину λ, начиная от н. м. т.

Линия бв - полезный ход плунжера, во время которого статическая нагрузка на шток равна весу штанг и жидкости.

Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. м. т.). Линия вга - ходу вниз, при котором также штанги и трубы деформируются, но в обратном порядке, так как нагнетательный клапан открывается, штанги теряют при этом нагрузку и сокращаются, а трубы (всасывающий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются.

Реальная динамограмма всегда отличается от теоретической. Превышение пунктира над линией бв означает появление дополнительных нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясняется снижение пунктирной линии по отношению к линии га при ходе вниз. Изучение снятой динамограммы и ее сопоставление с теоретической позволяет выяснить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ. Так, смещение точек б и г вправо означает пропуски в нагнетательной части насоса в результате растягивания во времени процесса перехода нагрузки Рж с труб на штанги. пропуск в нагнетательной части приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого плунжером, перетекающей жидкостью и, таким образом, создает на плунжер подпор снизу. Чем больше утечки в нагнетательной части, тем сильнее смещение точек б и г вправо.

 



Рис. 10.13. Теоретическая динамограмма (сплошная линия), совмещенная с фактической

---

(пунктирная линия), нормально работающей штанговой насосной установки при малых глубинах

При пропуске в приемной части (всасывающий клапан) происходит обратное явление. Точки б и г смещаются влево. Утечки жидкости в приемной части раньше времени снимают подпор плунжера снизу и штанги воспринимают вес жидкости быстрее.

На динамограмме отражается вредное влияние газа, попадающего в ШСН. В этом случае переход от точки в к линии аг происходит плавно, что означает сжатие газа в цилиндре под плунжером. Динамограммы позволяют выявить правильность посадки плунжера в цилиндре. Появление короткого спада нагрузки вблизи н. м. т., ниже Р_шт, свидетельствует об ударе плунжера о всасывающий клапан. Резкое снижение нагрузки ниже Р = Р_ш + Р_ж вблизи в. м. т. означает выход плунжера из цилиндра насоса (если насос невставной), а появление пика у в. м. т. - удары плунжера об ограничительную гайку цилиндра в случае вставного насоса (рис. 10.14).

Подобная расшифровка динамограмм, однако, возможна в ограниченных случаях (малые глубины, жесткие штанги, малые диаметры плунжера). При возникновении колебательных нагрузок, т. с. при динамическом режиме откачки φ = ωL/a > 0,20, динамограмма искажается и в некоторых случаях при нормально работающем скважинном насосе может приобрести очень сложный вид. Это является результатом наложения на нормальную динамограмму нагрузок, вызванных колебательными процессами в штангах, которые в свою очередь есть результат интерференции собственных упругих колебаний штанг и вынужденных колебаний, вызванных работой станка-качалки.

Анализ и расшифровка сложных динамограмм связаны с необходимостью перехода от динамограммы, снятой на верхнем конце колонны штанг (полированный шток), к динамограмме, соответствующий нижнему концу колонны штанг. Это равносильно установке динамографа непосредственно над плунжером. Вообще тлкие диплмогрлфы были созданы, однако их использование связано с двукратным спуском и извлечением штанг

 



Рис 10 14 Отражение дефектов работы штангового насоса на динамограмме

а - пропуски в нагнетательной части, б - пропуски во всасывающей части, в - влияние газа,

г - низкая посадка плунжера, д - выход плунжера из цилиндра трубного насоса, е - удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса

---

 

и наноса из скважины и поэтому они не нашли практического применения.

Для подобной диагностики работы ШСНУ и получения глубинной динамограммы используют довольно сложную аналитическую обработку поверхностной динамограммы. При этом составляющие нагрузок, вызванные колебаниями колонны штанг и их упругими деформациями, рассчитывают и исключают при построении глубинной динамограммы. Поверхностная динамо-грамма Р(S) по точкам перестраивается в зависимость нагрузки от времени Р(t). Затем ординаты каждой точки зависимости Р(t] пересчитываются на соответствующие значения глубинной динамограммы. Если координаты всех точек (обычно 36; через каждые 10° угла поворота кривошипа), т. е. значения Р(t] в виде таблицы ввести в ЭВМ, то получение такой глубинной динамограммы упрощается.

На поверхностной динамограмме находят отражения все дефекты работы СК, главным образом удары и люфты в сочленениях шатунно-кривошипного механизма, в шпонках и зубьях редуктора.

Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию о работе установки в целом. На автоматизированных промыслах оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта. С этой целью СК оборудуются специальными тензометрическими датчиками усилий и датчиками хода полированного штока.

---

10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.

Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами.

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Величина R_ж в свою очередь зависит от газового фактора Го, растворимости газа в нефти α, давления на приеме насоса Р_пр, коэффициента сепарации m и обводненности продукции n. Такие величины, как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме насоса, являются природными факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как давление на приеме, коэффициент сепарации и коэффициент вредного пространства, можно изменять. Уменьшение вредною пространства и газового фактора на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. Из этого следует, что применение насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах с большим газосодержанием на приеме. Существенное уменьшение вредного пространства достигается правильной посадкой плунжера в цилиндре насоса, т. е. такой посадкой, при которой плунжер и его нижний нагнетательный клапан при крайнем нижнем положении головки балансира приближается к всасы-

 



Рис. 10.15. Принципиальная схема обычного однокорпусного газового якоря

---

 

вающему клапану на минимально возможное расстояние. Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема вредного пространства.

При увеличении давления на приеме насоса Рпр, что достигается увеличением глубины погружения насоса под динамический уровень, уменьшается газосодержание на приеме, т. е. величина Rж, как за счет дополнительного растворения газа в нефти, так и за счет сжатия газа, оставшегося в свободном состоянии. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глубине нет.

На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа m на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.

Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.

В однокорпусном якоре (рис. 10.15) ГЖС заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом, поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого пространства между корпусом 1 и трубкой 2, так что



где Q - объемный секундный расход ГЖС в условиях приема насоса; F - f - площадь сечения между корпусом и центральной трубкой газового якоря.

 



Рис. 10.16. Принципиальная схема двухкорпусного газового якоря

 

---