Добыча нефти глубинными штанговыми насосами (ГШН) ведется более 140 лет, и в настоящее время большинство скважин эксплуатируется этим способом, хотя объем добываемой насосами нефти значительно меньше, чем объем добычи другими способами.

ГШН входит в установку глубинного штангового насоса (УГШН), которая состоит из:

– станка–качалки;

– устьевого оборудования (устьевого сальника);

– насосных штанг;

– насосно–компрессорных труб;

– глубинного штангового насоса.

Каждый из этих элементов выполняет свою функцию самостоятельно и вкупе с другими, осуществляя основную задачу – подъем жидкости из скважины на поверхность земли.

В общем процесс идет по принципу: станок–качалка приводит в возвратно–поступательное движение штанги, штанги – плунжер насоса, и жидкость из насоса по НКТ движется вверх, а затем через устьевое оборудование поступает в выкидной трубопровод.

Оценку работоспособности глубинного штангового насоса ведут по коэффициенту подачи. Его величину определяют как отношение фактической добычи к теоретической.

Фактическая добыча – это замеренный в поверхностных условиях объем жидкости. Теоретическая – это расчетный объем, поступивший из скважины, определенный при всасывании в насос без учета факторов, оказывающих влияние на движение жидкости в цилиндр.

Рекомендации по определению коэффициента подачи описаны во многих источниках. И тем не менее к этому вопросу приходится возвращаться, потому что реальные величины коэффициентов подачи низкие, и, следовательно, коэффициент полезного действия насосов не может удовлетворять производственников.

Таблица 1 – Расчет подачи ГШН

Для сопоставления сведений о подаче различных диаметров насосов приведем их в табл. 1. Из данных табл. 1 следует, что насосы при коэффициенте подачи, равном единице, должны подавать от 10,6 до 77,1 м³/сут. Но коэффициент подачи – всегда менее единицы. Многие факторы, оказывающие влияние на величину коэффициента подачи, известны. Однако некоторые оставлены без внимания или недооценены. Работу глубинных штанговых насосов следует анализировать исходя из наличия двух взаимосвязанных процессов: всасывание и нагнетание. Причем они характеризоваться отдельно не могут и объединяются в коэффициенте подачи.

Коэффициент наполнения глубинного штангового насоса для УГШН определить невозможно, поэтому факторы, оказывающие влияние на коэффициент наполнения насоса, объединяются с факторами, влияющими на коэффициент подачи.

Для сравнения приводим перечень факторов, оказывающих влияние на коэффициент подачи насоса, взятый нами из книги Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. Г. Ришмюллера и Х. Майера: На объемный КПД в значительной степени влияют вязкость откачиваемой среды; количество свободного газа в эксплуатационном потоке; содержание воды в откачиваемой среде; выделение газа при всасывании; входное давление на насосе; зазор между плунжером и цилиндром насоса; вредное пространство насоса; степени износа уплотнительных поверхностей в насосе; скорости откачки.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы. К постоянным факторам можно отнести:

– влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

– уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

– уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

– утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

– утечки в клапанах насоса из–за немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из–за износа и коррозии;

– утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

В связи с этим укажем, что в практике не следует соглашаться с мнением о том, что производительность глубинного насоса зависит от длины хода и числа ходов в минуту приводного механизма, а также от диаметра насоса и коэффициента подачи. Дело в том, что задать коэффициент подачи УГШН невозможно, его можно определить, сравнивая фактическую подачу с теоретической. Зная, какие факторы оказывают влияние на подачу насоса, постараться уменьшить их негативное влияние. Об этом пишут и в иностранной литературе (например, в книге Г. Ришмюллер, Х. Майер. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами):

На практике в большинстве случаев приходится отказываться от отдельных определений значений К_под, тем более что с изменением отбираемого количества постоянно меняются условия эксплуатации. Поэтому принято или ссылаться на эмпирические данные, полученные в соседних скважинах или частях промысла, или же исходить при расчете из средних значений К_под = 0,75-0,8.

Итак, коэффициентом подачи задаться нельзя. Но, определив его значение, следует принять меры по его увеличению, ибо при коэффициенте подачи, равном 0,3, скважина будет подавать 30%, а при 0,6–60% от расчетной добычи, приведенной в табл. 1 (а это для 32 мм насоса плюс 4,1–7,6 т/сут., а для 44мм – от 7,9 до 13,8 т/сут.).

При анализе работы насосов и УГШН факторы, оказывающие влияние на коэффициент наполнения и на коэффициент подачи насоса, необходимо рассматривать отдельно, но в некоторых случаях и вкупе. Рассмотрим факторы, влияющие на коэффициент наполнения в порядке, изложенном в табл. 2.

Таблица 2 – Факторы, влияющие на коэффициент наполнения насоса и на коэффициент подачи насоса

1. Предвходной фильтр. Здесь объединены все устройства, которые устанавливаются ниже всасывающего клапана:

   – сетчатый фильтр;

   – газосепаратор;

   – песочный якорь и др.

   При их описании в литературе делается упор на отделение газа или песка от жидкости или недопущение мехвзвесей в цилиндр насоса. Но нигде не рассматривается вопрос о препятствиях движению жидкости при всасывании.
   Особое место здесь занимает сетчатый фильтр. Поднятый из скважины фильтр смят. Форма его изменена. Следовательно, давление на него было значительным, а каково влияние на подачу – не исследовано.

2. Седло всасывающего клапана у вставного насоса имеет диаметр 21,08 мм (28 и 32мм) и 26,57 мм (38 и 44 мм). У трубного насоса 14,61 мм (32 мм) и 21,08 мм (44мм). Отметим, что у трубных насосов размеры меньше, чем у вставных. А это место гидравлических сопротивлений, снижение коэффициента наполнения, и их надо уменьшать.

3. Утечки жидкости через уплотнения плунжера внутри цилиндра. Известно, что плунжер устанавливается в цилиндр с определенной группой посадки (Fit). Номинальный зазор у них (в мм): 0,025; 0,050; 0,075; 0,100 и 0,125. Ни одному насосу не рекомендована 1 группа посадки.
   По данным Г. Ришмюллера и Х. Майера, потери в добыче нефти вязкостью 1 МПа с за счет утечки глубинных насосов диам. 31,8мм длиной 4 фута (1295 мм) составляют при столбе жидкости 1200 м и зазоре в насосе 0,002 дюйма – 200; 0,003 дюйма – 500; 0,004 дюйма – 1200 и 0,005 дюйма – 2100 л/сут.
   При числе качаний 7 и длине хода 3 м насос диаметром 32 мм в сутки должен подавать 24 м₃ жидкости. Тогда коэффициент подачи за счет утечек при ходе вверх должен снижаться для различных зазоров на 0,08%; 2%; 5% и 8,75%. Считаем, – это большие потери, и обращаем внимание на то, что эти утечки снижают и коэффициент наполнения насоса, так как жидкость перетекает в подплунжерное пространство.
   И другое. При ходе плунжера вниз утечки должны быть. Какое-то количество жидкости будет перетекать в надплунжерное пространство. К сожалению, информации по этому вопросу не встречено.

4. Утечки жидкости через всасывающий и нагнетательный клапан имеют место. Влияют и вязкость нефти, и ее плотность, и вес шарика, и налипание на клапан смол и парафина. Это при отсутствии разрушения седла и поверхности шара. Клапан закрывается дольше – потери в добыче. Закрылся вовремя – их нет. Этот процесс нерегулируемый, следовательно, требует совершенствования.

5. Вязкость нефти оказывает влияние на работу насоса. Это известно всем. Но пока не известны насосы, рекомендуемые для добычи высоковязких нефтей (кроме винтовых).

6. О том, что газосодержание нефти оказывает влияние на работу насосов, написано в различных источниках, и в разных районах ведутся работы по уменьшению влияния газа. Нами новое не предлагается, поэтому ограничимся этой информацией.

7. Диаметр и длина канала в плунжере и обработка его поверхности. Здесь приведем сведения о длине плунжера и размерах его канала. По стандартам АPJ, длина рабочей части плунжера равна 3, 4, 5 и 6 футам плюс 3 дюйма. Это значит – от 99,0 до 190,5 см. Диаметр канала у плунжера от 14 (28 мм) до 27 (44 мм). Если принять, что преобладают насосы с 4-футовыми плунжерами, их длина – 1295 мм. По этому каналу жидкость из подплунжерного пространства (из камеры всасывания) должна при ходе плунжера вниз перетечь в надплунжерное. А это длинный канал малого размера с необработанной поверхностью. В литературных источниках этот вопрос не затрагивается. А здесь может быть самое большое влияние и на коэффициент наполнения, и на коэффициент подачи насоса.

8. Недоход плунжера до нижней мертвой точки (или уменьшение длины хода плунжера) нами связывается со следующими причинами.
   Идущий вниз плунжер – это своеобразный поршень. Металлическая часть его занимает более 2/3 сечения. Плунжер движется со скоростью S/t, где S – длина хода, t – время движения плунжера вниз. При 6качаниях в мин. оно равно 5 с (60 см:12=5с). При длине хода 3 м средняя скорость 0,6м/сек. При подобных скоростях возможно сопротивление движению плунжера, и он не дойдет до нижней мертвой точки, объем подачи уменьшится, особенно при высокой вязкости жидкости.
   Все вышеописываемое касалось вопроса наполнения насоса. На подачу насоса оказывают влияние другие факторы, характеризующиеся ниже.
   Наибольшее влияние на величину коэффициента подачи насоса оказывает естественный фактор – это усадка жидкости. Нефть, которая в пластовых условиях имеет свои характеристики, в поверхностных условиях уменьшается в объеме. Поэтому, если в пластовых условиях коэффициент наполнения насоса будет 1,0, если потерь жидкости при движении по трубам не будет, то за счет усадки жидкости коэффициент подачи снизится на величину коэффициента усадки. Это большая доля в общем значении коэффициента подачи. Он может быть 10–13%. Тогда первое место нужно отдавать этому фактору и коэффициент подачи рассчитывать, уменьшая расчетное значение на коэффициент усадки.

Утечки жидкости через уплотнения плунжера внутри цилиндра.

Поскольку утечка прямо пропорциональна противодавлению или высоте напора и обратно пропорциональна длине плунжера, на практике необходимо увеличить уплотнительную поверхность путем удлинения плунжера, т.е. чем длиннее плунжер, тем меньше утечка. При увеличении длины плунжера в два раза, утечка нефти уменьшается на 50%.

Однако Г. Ришмюллер и Х.&nbap;Майер, рекомендуя увеличивать длину по эмпирическому правилу 1 фут плунжера на 300 м высоты напора, предупреждают, что для обеспечения достаточной смазки длина плунжера по возможности не должна превышать 6 футов. Это значит, что применение ГШН ограничивается, и необходимо разрабатывать мероприятия по устранению этого фактора. Данные о потерях добычи за счет утечек приведены выше.

Утечки жидкости через нагнетательный клапан оказывают влияние и на подачу насоса, и на его наполнение (жидкость возвращается в камеру всасывания). Причины выхода из строя нагнетательных клапанов известны. Поэтому необходимо совершенствовать конструкции и подбирать материалы для увеличения работоспособности клапанов.

Роль самой верхней штанги выполняет полированный шток. Выходя из НКТ на длину хода, полированный шток уменьшает подачу насоса при ходе вверх.

Если принять диаметр штока 31 мм и длину хода 3 м, объем выходящего штока составляет 2,26 дм³. Это больше, чем объем всасывания насосом 28 мм и 94% объема всасывания 32 мм насоса. При ходе вниз шток вытесняет жидкость в нефтепровод из НКТ. Но этот объем будет меньше 2,26 дм³ за счет сжимаемости жидкости. В литературных источниках этот факт признается, но предложения по совершенствованию процесса не приводятся. Уменьшение подачи из-за отсутствия обратных клапанов на устьевом оборудовании при высоких устьевых давлениях в выкидных линиях.

Этот вопрос представляет интерес прежде всего потому, что ни в одном учебнике или в учебном пособии не говорится о необходимости устанавливать обратные клапаны. Нагнетательный клапан в ГШН находится на расстоянии 2000 м от устья. И, естественно, он не может контролировать выход жидкости из НКТ. Как показали исследования, прирост добычи может быть 3-5%. Но для каждой залежи, для каждой скважины это значение может отличаться. Поэтому этот вопрос подлежит одновременному внедрению и исследованию.

Выделение нефти из газа в НКТ

Этот вопрос выделяется потому, что газ при движении по трубам облегчает вес жидкости и даже выполняет работу по подъему жидкости на поверхность земли. В зависимости от количества газа работа может быть значительной. Но мы не можем исключить влияния на работу газа в трубах давления на устье скважины, которое снижает работоспособность газа. Не учитывать работу газа при добыче газа не следует.

Итак, анализ влияния различных факторов на коэффициенты наполнения и коэффициенты подачи насосов, а по сути дела, на работоспособность насосов, позволил определить направление по совершенствованию работы УГШН. Апробация работ в промысловых условиях доказала их правильность, и поэтому направления выходят на уровень рекомендаций.

Наиболее существенной рекомендацией, относящейся к ряду факторов, является изменение конструкций ГШН. Что предлагается:

– укоротить плунжер насоса;

– рекомендуемая длина – до 10 диаметров насоса (28х10=280 мм; 44х10=440 мм и т.д.);

– установить на поверхности плунжера металлические кольца и перевести на них поршневой эффект;

– увеличить диаметр отверстия внутри плунжера, оставив толщину стенки плунжера в пределах 5 мм;

– обработать внутреннюю поверхность плунжера до шлифовки и нанести на поверхность полимерные материалы, снижающие гидравлические сопротивления и препятствующие налипанию на них продуктов нефтедобычи;

– убрать из корпуса плунжера нагнетательный клапан

Насосы диаметром 32, 38 и 44 мм изготовлены, апробированы. Получены положительные результаты. Повышение коэффициента подачи более–0,1.

Изменение насоса оказывает влияние на пп. 3, 7, 8 левой части и п. 2 правой части (табл. 2). Это большой эффект. Для снижения влияния выхода полированного штока из НКТ на подачу насоса разработано и апробировано устройство. Оно представляет собой кожух, надетый на полированный шток, который перекрывает выход штока из НКТ.

Лабораторные исследования показали, что объем подачи при ходе вверх может увеличится на 4–5%.

Увеличение подачи насоса может быть получено и при установке обратных клапанов на выкидных линиях. Но самое эффективное, с нашей точки зрения, – место установки клапана на корпусе сальника устьевого скважинного (СУС). Предлагается вместо тройника на СУС установить крестовину. На одном из отводов будет установлен обратный клапан, другой, технологический, будет использован для различных целей. Таким образом, главная задача повышения коэффициента подачи насоса видится в получении дополнительной добычи от внедрения любого мероприятия, которое позволяет это делать. Суммарный итог фактической добычи – рост коэффициента подачи.