«Нефтепро-
мысловое дело»

Первопричина высокого противодавления на плунжер скважинного штангового насоса перед открытием нагнетательного клапана

УДК: 622.276.53.054.22
DOI: 10.33285/0207-2351-2023-9(657)-52-57

Авторы:

¹ Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия
² Уфимский университет науки и технологий, Уфа, Россия
³ Башнефть-Добыча, Уфа, Россия

Ключевые слова: изгиб нижней части колонны штанг, дифференциальное давление сверху и снизу шарика нагнетательного клапана, утяжеленный низ, конфигурация динамограммы, скважинный штанговый насос с нагнетательным клапаном в верхней части цилиндра

Аннотация:

В статье рассматривается ситуация изгиба нижней части колонны штанг скважинного штангового насоса, последствия и пути избавления от него. Этот изгиб создает перекос плунжера, который, в свою очередь, дополнительно способствует изгибу колонны. В итоге создается взаимообусловленный эффект, когда для открытия клапана потребуется более высокое давление под плунжером. Однако это лишь последствия, а не первопричина. Аналитическое исследование проблемы выявило подробности этого физического явления. Показано, что площадки, на которые действует давление жидкости сверху и снизу шарика нагнетательного клапана, разные. Для выравнивания силовых действий потребуется дополнительное давление на шарик клапана снизу, что обеспечивается дальнейшим движением плунжера вниз до тех пор, пока силы не выравняются. По этой причине открытие клапана задерживается, колонна в ее нижней области получает дополнительную мотивацию на изгиб.

При установлении длины хода плунжера по динамограмме принято считать, что давление жидкости в подъемной колонне нейтрализует давление под плунжером, а вес нижней части колонны штанг компенсирует все механические и гидродинамические препятствия нисходящему ходу плунжера, и это равновесие создает условие для открытия нагнетательного клапана.

Маркетинговые мероприятия рассматриваемой проблемы показали, что главной причиной высокого противодавления на плунжер перед открытием нагнетательного клапана является компоновочная схема скважинного штангового насоса, обеспечивающая ход нагнетания за счет веса нижней части колонны штанг. Выход из сложившейся ситуации несложно прогнозировать: исключение изгиба нижней части колонны штанг возможно в случае, когда ход нагнетания будет происходить при растяжении колонны штанг, а не при сжатии. Для этого необходимо изменить компоновку скважинного штангового насоса, что можно реализовать, поместив нагнетательный клапан в верхней части цилиндра, а всасывающий – прикрепив к плунжеру. При такой компоновке скважинного штангового насоса ход плунжера вниз идет при давлении всасывая, т. е. без практически значимого противодавления.

Список литературы:

1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. – М.: Недра, 1979. – 213 с.

2. Ишмурзин А.А. Некоторые вопросы гидравлики и работоспособности глубинных насосов при откачке парафинистой нефти: дис. … канд. техн. наук: 05.315. – М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1972.

3. Ишмурзин А.А., Шарипов Р.С. Определение коэффициента облегчения веса колонны штанг в скважине методом статической обработки данных динамометрирования // Повышение надежности оборудования для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин: Межвузовский науч.-темат. сб. – Уфа: УНИ, 1980. – С. 122–127.

4. Ишмурзин А.А., Галимов А.М., Мустафин В.Ю. Результаты промысловых испытаний скважинного штангового насоса с дополнительным клапаном в верхней части цилиндра // Нефть, газ и бизнес. – 2014. – № 7. – С. 29–33.

5. Ишмурзин А.А., Мустафин В.Ю., Ишмурзина Н.М. Математическая модель скважинного штангового насоса с отсекающим клапаном в верхней части цилиндра // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 3. – С. 40–44. – DOI: 10.30713/0207-2351-2019-40-44

6. Пат. на полез. модель 165002, F04B 53/10, F04B 47/02. Нагнетательный клапанный узел скважинного штангового насоса / А.А. Ишмурзин, В.Ю. Мустафин, Н.М. Ишмурзина. – № 2015133762/06; заявл. 11.08.2015; опубл.27.09.2016, Бюл. № 27.

7. Ишмурзин А.А. К выбору группы посадки плунжера в цилиндре штангового скважинного насоса // Нефтегазовое дело. – 2004. – № 2. – С. 103–118.

8. Ишмурзин А.А., Ишмурзина Н.М., Мустафин В.Ю. Нераскрытые свойства инерционных сил колонны насосных штанг в динамограммах скважинных штанговых насосных установок // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 2(650). – С. 29–34. – DOI: 10.33285/0207-2351-2023-2(650)-29-34

9. Щуров И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин за счет оптимизации кинематических характеристик штанговых насосов: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. – Самара: Самарский политехнический ун-т, 2002.