Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния эксплуатации нефтяного месторождения Жанажол и работы скважинного оборудования 8
1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения и физико-химические свойства нефти, газа и воды 8
1.2 Технические средства эксплуатации глубоких скважин в осложненных условиях 14
1.3 Статистический анализ опыта эксплуатации установок скважинных штанговых насосов (УСШН) на месторождении 18
1.3.1 Влияние технологических параметров на эксплуатацию УСШН 18
1.3.2 Анализ действующих нагрузок на колонны насосных штанг по динамограммам 27
Выводы 33
2. Влияние газовой фазы на работу насосного оборудования в глубоких скважинах 34
2.1 Определение количества свободной газовой фазы на приеме насоса 34
2.2 Исследование коэффициентов подачи штанговых насосных установок и их оптимизация 46
2.3 Регрессионный анализ и исследование влияния технологических факторов на работоспособность и коэффициент подачи штанговых насосов 52
Выводы 58
3. Исследование нагрузок на штанговонасосное оборудование глубоких скважин, осложненных влиянием газа 59
3.1 Динамическая модель работы УСШН 59
3.2 Расчет статических и динамических растяжений колонны насосных штанг 66
Выводы 76
4. Разработка методов и технических средств, повышающих эффективность работы насосного оборудования глубоких скважин 78
4.1 Исследование износа подземного оборудования в лабораторных условиях 78
4.2 Технические средства снижения аварийности подземного оборудования скважин 81
4.2.1 Штанговый амортизатор 81
4.2.2 Шарнирно-штанговое соединение 101
Выводы 102
Основные выводы и рекомендации 104
Список использованных источников 105
- Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения и физико-химические свойства нефти, газа и воды
- Определение количества свободной газовой фазы на приеме насоса
- Динамическая модель работы УСШН
- Исследование износа подземного оборудования в лабораторных условиях
Введение к работе
Открытие и ввод в промышленную разработку подсолевых залежей нефти, расположенных на глубинах 3500...4500 м, связаны с большими осложнениями в эксплуатации добывающих скважин. Выработка запасов нефти, неизбежное снижение пластового давления и притока жидкости к скважинам требуют применения механизированных способов ее подъема при значительных глубинах подвески насосов. Низкие значения коэффициента подачи насосных установок, большие нагрузки, кривизна стволов скважин и отложения парафина в значительной мере снижают эффективность насосной эксплуатации скважин.
Высокий газовый фактор добываемой нефти и присутствие сероводорода и парафина в еще большей степени осложняют эксплуатацию скважин и снижают их межремонтный период. При этом коэффициент подачи установок может снизиться до величин 0,05...0,1, а частота отказов насосных штанг из-за коррозионно-усталостного разрушения может достичь 2-3 раз в год и более.
К наиболее характерным в этом плане относится нефтяное месторождение Жанажол, расположенное в Республике Казахстан. Сложное построение продуктивных пластов, их литологическая зональная и слоистая неоднородность явились причиной низкой эффективности заводнения залежи. При этом часть фонда скважин имеет низкие дебиты и забойные давления. Современное состояние разработки и эксплуатации этого месторождения привело к необходимости массового перевода с фонтанной эксплуатации на механизированную - с применением штанговых насосов. Другая часть фонда скважин переведена на газлифтный способ эксплуатации.
В разные годы большой вклад в решение проблемы насосной эксплуатации глубоких искривленных скважин и влияния газовой фазы на работу штанговых насосов внесли исследования А. С. Вирновского, А.Н. Адонина, И.Т. Мищенко, В.А. Сахарова, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.А. Максутова, Ю.В.
Антипина, В.И. Валовского, Б.Е. Доборскока, О.В. Чубанова, М.Д. Валеева, К.Р. Уразакова, Г.И. Богомольного, К.С. Кадымовой, И.Ю. Прока, СМ. Под-корытова, Н.Н. Репина, О.М. Юсупова, Ю.Г. Валишина, В.А. Афанасьева, Г.З. Ибрагимова. В них были заложены основы проектирования насосной эксплуатации скважин с учетом влияния газовой фазы, установлены закономерности изменения действующих нагрузок, намечены основные пути решения проблем эксплуатации осложненных скважин. Однако ряд вопросов проектирования эксплуатации глубоких скважин при комплексном воздействии осложняющих факторов оставался нерешенным.
Целью данной работы является повышение межремонтного периода работы глубоких скважин с повышенным содержанием газовой фазы и увеличение их дебита на базе разработки технических средств и совершенствования методов расчета технологических параметров эксплуатации скважин.
Основными задачами в соответствии с поставленной целью явились:
Анализ основных факторов, осложняющих механизированную эксплуатацию глубоких скважин с высоким газосодержанием нефти.
Исследование коэффициента подачи штанговых насосов и построение регрессионных моделей отказов насосного оборудования, а также влияния газовой фазы на работу установок.
Разработка динамической модели работы насосного оборудования скважин, позволяющей оценивать коэффициент подачи ШГН и характер распределения нагрузок на колонну штанг в осложненных условиях эксплуатации.
Разработка технических средств, уменьшающих динамические нагрузки на оборудование глубоких скважин, методик их расчета и исследование износа подземного оборудования при повышенной кривизне стволов скважин.
Основные защищаемые положения.
1. Основные закономерности снижения МРП от технологических
параметров работы в глубоких скважинах с высоким газосодержанием на приеме насосов.
Зависимости подачи штанговых установок от технологических параметров их работы и газосодержания нефти на приеме насосов.
Динамическая модель работы штанговых насосов, позволяющая рассчитывать нагрузки на оборудование в глубоких искривленных скважинах, растяжения колонн труб и штанг, позволяющая осуществлять подгонку глубины подвески, влияние амортизаторов на нагрузки в колоннах..
Технические средства повышения эффективности эксплуатации глубоких скважин.
Методы решения поставленных задач.
Поставленные в диссертации задачи решались теоретическими исследованиями динамических нагрузок на оборудование и газосодержания добываемой нефти на различных глубинах скважин, статистическими исследованиями отказов и коэффициента подачи насосов, замера нагрузок в действующих скважинах с помощью динамографов.
Научная новизна.
Установлены зависимости отказов оборудования и энергопотребления от коэффициента подачи У СПІН, скорости откачки жидкости и давления на приеме насосов для условий месторождения Жанажол. Показано, что при коэффициенте подачи УСШН менее 0,2 количество ремонтов и энергозатраты резко возрастают.
Разработана методика и выполнены расчеты по определению давления на приеме насосов и газосодержания при исходных параметрах газового фактора нефти, физических свойств жидкостей, обводненности с учетом коэффициента сепарации газа у приема насоса.
Получены статистические зависимости коэффициента подачи УСШН от газосодержания на приеме насоса и скорости откачки, позволяющие вести расчет при заданном погружении насоса под динамический уровень жидкости в скважине.
4. Разработана динамическая модель работы УСШН с установленными на колонне штанг амортизаторами нагрузок, позволяющая получить динамику нагрузок и деформаций штанг по глубине и во времени.
Практическая ценность.
Анализом действующих нагрузок на оборудование скважин месторождения Жанажол установлены случаи неточной посадки плунжеров, их удары в цилиндрах, приводящих к поломке клапанных узлов и сочленений штанговых насосов. Показано, что неточность посадки связана со сложностью расчета растяжений штанг и труб.
Установлено, что преобладающей причиной низких значений коэффициентов подачи УСШН является повышенное содержание свободной газовой фазы на приеме насосов.
Разработана конструкция (патент РФ № 2235307) лабораторного стенда и выполнены исследования по износу подземного оборудования скважин, показавшие возможность сквозного истирания труб в агрессивной среде месторождения Жанажол за период около 40 сут.
Разработана конструкция амортизатора колонны насосных штанг (патент № 2209341), позволяющая в среднем на 4 % снижать максимальную и на 6,5 % увеличивать минимальную нагрузки на штанговую колонну.
Разработано шарнирно-штанговое соединение для эксплуатации глубоких скважин с повышенной кривизной стволов, предотвращающее скручивание штанг и их аварии.
Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения и физико-химические свойства нефти, газа и воды
Месторождение Жанажол расположено в 250 км к югу от областного центра - г. Актобе. Первое, крупнейшее на восточном борту Прикаспийской впадины, подсолевое нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол, залежи нефти и газа в котором приурочены к двум мощным толщам каменного-угольного возраста, открыто в 1978 году и введено в опытно-промышленную разработку в 1983 году. Нефтегазоносные пласты выявлены в мощных карбонатных гжельско-подольской и каширской толщах (KT-I и KT-II) и представлены известняками, доломитами и переходными разностями. Основные типы коллекторов поровый и порово-каверновый, средняя пористость около 9%-Ю %. Нефти месторождения метаново-нафтеновые, с повышенным содержанием ароматических углеводородов, сернистые (S=0,4...0,9%). Растворенный в нефти газ содержит сероводород (1,02...4,34%). Для залежей в карбонатных отложениях Жанажола характерны высокое содержание в нефти и газе корродирующих и токсичных компонентов (сероводород и углекислый газ), высокое содержание конденсата в газе и растворенного газа в нефти, большие глубины залегания продуктивных горизонтов (до 4000 м) и наличие в соляной толще кунгура многочисленных пластов пластичных глин, что создает значительные трудности при проводке скважин [60].
В процессе эксплуатации скважины происходит падение пластового давления в зоне отбора добывающих скважин, вследствие несоответствия темпов отбора и закачки, которое объясняется литологической зональной и слоистой неоднородностью продуктивных пластов, слабой связью с контуром питания и подошвенными водами (КТ-1) полной или частичной запеча-танностью подошвенных залежей. Начиная с 1990 г. и по настоящий период месторождение Жанажол находится на втором этапе (средней стадии) разработки месторождения. Этот этап характеризуется стабилизацией темпов отбора нефти, введением в разработку системы поддержания пластового давления с применением мероприятий направленных на увеличение добычи нефти (перевод скважин с фонтанного способа на газлифт или ШГН, ввод новых скважин и т.д.). Особо важно при разработке месторождения продлить протяженность второго этапа (средней стадии) для увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи и продления всего срока эксплуатации месторождения Жанажол. На этом этапе будет происходить интенсивная обводненность добываемой продукции [75].
В зависимости от значения пластового давления, физических свойств нефти, содержания в ней воды и газа, проницаемости пород пласта и т.д. нефтяные скважины эксплуатируются различными способами и подразделяются на следующие группы : фонтанная, газлифтная и насосная. Две последние группы способов эксплуатации условно принято называть механизированным [3].
На месторождении Жанажол перевод на механизированный способ добычи начался в 1996 году с перевода скважин на глубинно-насосный способ эксплуатации (ШГН), а с 1997 года на газлифтную эксплуатацию. По состоянию на 01.01.2002 г механизированный фонд скважин на месторождении Жанажол составляет 71 скважина, из них; 36 скважин оборудованы ШГН и 35 скважин переведены на газлифтный способ эксплуатации.
Анализ изменения величины среднего дебита одной добывающей скважины по годам показывает: по скважинам механизированного фонда, переведенным на глубинно-насосную эксплуатацию (ШГН) средний дебит каждой скважины в 2001 году составил 21,24 т/сут, и не превышает величины среднего дебита 1 скважины по месторождению в целом (22,33 т/сут,), в тоже время, средний дебит 1 скважины, переведенной на газлифтный способ экс плуатации (40,0 т/сут.) в 1,79 раза выше величины среднего дебита 1 скважины по месторождению в целом.
Интенсификация добычи нефти на данном этапе разработки месторождения Жанажол напрямую зависит от перевода фонтанных скважин на механизированный способ эксплуатации, При подборе скважин и установлении оптимального технологического режима скважин, оборудованных штанговыми установками необходимо учитывать комплексные работы системы "пласт - скважина - оборудование" [38, 39].
Из приведенной таблицы следует, что нефть месторождения отличается высоким содержанием растворенного газа и в частности сероводорода (1,99...4,34 %), достаточно большим содержанием парафина (6,82...10,30 %). Давление насыщения нефти газом в среднем по месторождению составляет около 28,5 МПа, температура пласта - 60С. Плотность пластовой воды составляет 1064 кг/м3, а минерализация около 87 г/л.
Определение количества свободной газовой фазы на приеме насоса
Опыт эксплуатации скважин с УСШН месторождения Жанажол показывает, что подавляющая часть фонда имеет коэффициент подачи установок не более 0,4, несмотря на специальные конструкции клапанов насосов для повышенного газосодержания нефти.
К возможным причинам низкого коэффициента подачи относятся потери хода плунжера из-за упругих растяжений штанг и труб, утечки в насосах и неполное заполнение цилиндра, обусловленное наличием свободного газа.
Для выявления причин низких подач установок на ряде скважин (№№ 2100, 2038, 2039 и 2043) сравнивались дебиты, замеренные в начальный период их работы после остановок и в стационарных режимах. В период остановки скважины из-за прекращения поступления флюида количество свободного газа на приеме насоса становится пренебрежимо малым. После запуска УСШН работа насоса некоторое время происходит с малым содержанием газа и только через период, исчисляемый часами, происходит стабилизация режима. При этом условия для потерь хода плунжера от упругих деформаций в глубоких скважинах, а также возникновение утечек в пусковой и стационарный периоды остаются практически идентичными. Поэтому различие в подаче установок можно отнести, в основном, к вредному влиянию газовой фазы.
Исследования показали, что во всех скважинах произошли существенные снижения подачи установок. В табл. 2.1 представлены значения коэффициентов подачи насосов в указанных скважинах в пусковой и стационарный периоды работы.
Следует отметить и относительно низкие значения коэффициентов подачи насосов в пусковой период, обусловленные влиянием других отмеченных факторов. Основной причиной при этом является большая глубина спуска насосов (до 2500 м). Для других нефтяных регионов России и Казахстана при глубинах спуска насосов до 1200... 1500 м оптимальные значения коэффициентов подачи составляют 0,6...0,75 [7].
Задачей исследований в данном случае является установление связи между газосодержанием на приеме глубинных насосов и коэффициентом их подачи.
Наиболее сложной задачей при этом является определение давлений на приеме насосов, зависящих в свою очередь от газосодержания нефти, физико-химических свойств пластовых флюидов и технологических факторов.
На уровне приема насоса происходят скачкообразные изменения структуры газоводонефтяного потока. Согласно исследований /6, 11/ ниже приема насоса, даже в малообводненных скважинах присутствует столб пластовой воды, в котором добываемая нефть всплывает в виде капель. Одновременно в воде всплывают пузырьки газа, выделившиеся из нефти в результате разгазирования при снижении давления ниже давления насыщения.
На уровне приема насоса происходит инверсия фаз, и выше насоса присутствует нефтяной столб, в котором всплывает газовая фаза.
Расчет давления на приеме производится моделированием всплытия газовой фазы в затрубном пространстве скважины. Расчет забойного давления основан на предварительном расчете давления на приеме. [19,30,48]
Давление на приеме находится методом последовательного приближения (итераций) с переменным (адаптивным) шагом. На каждом шаге итерации находится расчетное значение динамического уровня по начальному значению давления на приеме и сравнивается с заданным динамическим уровнем. Формулой (2.10) можно пользоваться для предварительной оценки коэффициента подачи при заданном погружении насоса под динамический уровень и других технологических параметрах работы, а также для установления иных причин снижения подачи насосов. При значениях Кп, существенно меньших значений, рассчитанных по (2.10), следует искать иные причины его снижения.
По существующим режимам работы для скважин №№ 2001, 2031, 2037, 2038 построены графики распределения по стволу плотности, газосодержания и давления. Графики на рис. 2.3, 2.4, 2.5, и 2.6 были получены с использованием методики расчета забойного давления, разработанной в [89].
Динамическая модель работы УСШН
Для проектирования насосной эксплуатации скважин и, прежде всего, выбора технологического режима работы необходимо располагать данными о величине нагрузок за полный цикл работы насосов. В осложненных скважинах эти нагрузки (или амплитуды нагрузок) возрастают. Динамические и статические силы, действующие на колонну штанг в осложненных скважинах могут обладать свойствами когерентности, т.е. взаимоусиления или ослабления. К примеру, увеличение скорости откачки увеличивает инерционные силы и силы гидродинамического трения в подземном оборудовании. Однако, трение может уменьшить инерционные нагрузки в период их максимальной величины (в начале каждого хода), но в середине хода вязкое трение, напротив увеличивает нагрузки [14,25].
Построить сложную картину распределения нагрузок на колонну штанг возможно с помощью динамической модели, учитывающей различные статические и инерционные силы, действующие на колонну штанг. В [62, 93] были разработаны подобные модели для систем с превалирующим влиянием вязкости добываемой нефти.
Для месторождения Жанажол потребовалась разработка модели, учитывающей низкие динамические уровни в скважинах, снижение плотности жидкости в зоне подвески насоса, большие значения упругих растяжений штанг, а также влияние отложения парафина в верхних участках НКТ. Учет последнего фактора также необходим в связи с сужением просвета в трубах и резким увеличением сил гидродинамического трения.
Динамическая модель позволяет построить теоретическую динамо-грамму работы насоса и осуществить прогноз величин и характера действия нагрузок на колонну штанг. Основные положения динамической модели разработаны в [89, 93]. Ниже приведен алгоритм расчета, полученный в [8].
Система уравнений (3.13)-(3.16) описывает динамическую модель работы штангового насоса с учетом инерционных нагрузок, гидродинамических и полусухих сил трения в подземной части установок. Численное реше ние этой системы уравнений позволяет получить расчетную динамограмму нагрузок в точке подвеса штанг и сопоставить ее с практической динамо-граммой, полученной на скважине. Кроме того, система уравнений позволяет получить диаграмму изменения давления в НКТ за период откачки жидкости насосом.
Для ряда скважин месторождения (скв. №№ 2084, 2119, 2038, 2043) по модели были рассчитаны максимальные и минимальные нагрузки на колонну штанг и сравнены с фактическими значениями, полученными непосредственными замерами динамографом.
При подгонке плунжера в цилиндре штангового насоса необходимо учитывать расчетные величины удлинений штанговой колонны и колонны НКТ. Это позволит увеличить точность подгонки и снизить аварийность.
Пример. При расчете величины деформации штанговой колонны по формуле Гука для сплошного стержня для штанговой колонны длиной 2500 м при максимальной нагрузке 12,7 т величина растяжения штанговой колонны при ходе вверх составляет 3,17 м. При расчете по методу последовательного сложения деформации каждой штанги получена величина 1,9 м. Погрешность составляет 59 %.
При насосной эксплуатации глубоких скважин статическое удлинение штанговой колоны составляет значительную величину (десятки сантиметров). Во время работы установки возникают продольные колебания, которые вызывают дополнительное динамическое растяжение штанг. Динамическое растяжение также может быть значительным в особенности при большом числе качаний головки балансира станка-качалки и незначительной вязкости откачиваемой жидкости. Большая длина штанговой колонны приводит к тому, что волна растяжения может быть в различных фазах с ходом головки балансира станка-качалки. Все это усложняет расчет правильной посадки плунжера.
Однако всем этим методам присущ ряд недостатков. Телеграфное уравнение может иметь несколько решений, т.е. для случая слабого трения получается одно решение, а в случае больших сил трения - другое. Данный подход учитывает только распространение упругой волны, в то время как штанговая колонна представляет собой колебательную систему (осциллятор) испытывающую не только периодическую вынуждающую силу в верхней части, но и меняющуюся во времени нагрузку на плунжер в нижней части. Но самым главным недостатком является то что, все эти методы рассчитаны на использование в вертикальных скважинах и не учитывают сил граничного трения - трения штанг и муфт о стенки НКТ. В предыдущем параграфе была приведена динамическая модель глубиннонасосной установки с учетом сил граничного трения. Она является достаточно сложной и требующей упрощения для практических расчетов
С учетом вышесказанного для расчета динамического растяжения штанговой колонны предлагается упрощенная модель колебательной системы состоящей из цепочки связанных пружин, совершающих вынужденные колебания, т.е. элементарной единицей расчетной модели является простая пружина (рис.3.2), а расчет сводится к последовательному решению дифференциальных уравнений их колебаний.
Исследование износа подземного оборудования в лабораторных условиях
При работе штанговых насосных установок с большой глубиной подвески насоса часто имеет место потеря устойчивости штанговой колонны в нижней части из-за появления сжимающей силы, действующей на нижний торец колонны (эффект Лубинского). При потере устойчивости нижняя часть колонны приобретая змеевидную форму прижимается в ряде точек к насос-но-компрессорным трубам создавая условия истирания.
Для снижения сил трения и истирания колонны рекомендуется использовать центраторы, снижающие изгиб штанг и их контакт с трубами.
Наибольшее сжатие колонны происходит в самой нижней части. По-этому первый снизу контакт штанг с трубами подвержен наибольшему износу.
Причиной износа является также кривизна стволов скважин. Бурение глубоких скважин неизбежно связано с искривлением стволов в зонах набора и спада кривизны. Возникающая эйлерова сила прижатия штанг к трубам в искривленных участках стволов вызывает усиленный износ оборудования из-за значительных величин радиальных сил прижатия. Согласно работе [61] эта величина на одну муфту штанг доходит до 1000 Н и более.
В этой связи возникла необходимость оценить скорость износа подземного оборудования в условиях, максимально приближенных к реальным по относительной скорости штанг, силе прижатия и физико-химическим свойствам откачиваемых жидкостей.
Стенд содержит станину 1, шток 2. служащий держателем контробразца 3 (муфта или центратор), держатель 4 образца 5 (НКТ), привод возвратно-поступательного перемещения штока 2, выполненный в виде двигателя 6 с регулируемой частотой вращения, колеса 7 и шатуна 8, узел нагруже-ния 9 образца 5 и контробразца 3, подшипники скольжения 11. Герметизация образца 5 обеспечивается парой гибких шлангов 12, хомутами 13 и закрытыми крышкой стаканами 14 с комплектом манжет 10. Держатель 4 образца 5 выполнен в виде стола. На держателе 4 установлены тензодатчики 15 для контроля создаваемой нагрузки между образцом 5 и контробразцом 3. Для измерения силы трения на штоке 2 установлен тензодатчик 16. Стенд работает следующим образом.
Контробразец 3 установили на штоке 2, после чего их вставили в образец 5. Манжеты 10 вставили в стаканы 14, затем в гибкие шланги 12 и установили на образец 5 и шток 2, затянув хомутами 13,. и установили в подшипниках скольжения 11. Соединили шток 2 с шатуном 8. Узлом нагружения 9 создали необходимое усилие прижатия образца 5 к контробразцу 3 при од новременном замере величины нагрузки тензодатчиками 15. Затем запустили двигатель 6, от которого через колесо 7, шатун 8 и шток 2 привели в возвратно-поступательное движение контробразец 3 относительно неподвижно закрепленного образца 5. Износ образца 5 и контробразца 3 определили известными способами после проведения испытания, с помощью взвешивания.
Для замера силы трения между образцом 5 и контробразцом 3 узлом нагружения 9 создали необходимое усилие прижатия образца 5 к контробразцу 3 при одновременном замере величины нагрузки тензодатчиками 15. Затем плавно увеличили частоту вращения двигателя 6 от нуля и выше до момента смещения контробразца 3.
Разработанный стенд для испытания материалов на трение и износ является компактным и удобным в эксплуатации и, что особенно важно, возможно его использование для измерения износа и силы трения в трущейся паре при наличии отобранной из скважины жидкости и газа под давлением в зоне контакта с приближением испытаний к реальным условиям работы.
Для исследований использовалась обводненная нефть, отобранная под давлением на устье скв. № 932. Скорость относительного движения образцов в середине хода составляла 0,9 м/с, что примерно соответствовало реальной скорости движения точки подвеса штанг (S = 5,0 м; п = 4,2 мин"1) станка-качалки М640Д. Давление отбора составило 0,56 МПа, а давление в системе установки - 0,5 МПа. Сила прижатия образцов друг к другу составила 150 Н. Контробразец представлял собой реальную 22-мм штанговую муфту, а образец 5 - трубу, диаметром 62,5 мм внутри.
Для предотвращения отворотов и снижения количества обрывов необходимо разработать технические средства, позволяющие снизить инерционные нагрузки, нагрузки от изгибающих моментов и компенсировать возникающие моменты кручения.
Автором разработаны конструкции технических устройств, позво ляющих предотвратить отвороты и снизить обрывность штанг [2,58].
Штанговая колонна жестко связана с плунжером скважинного насоса. За цикл работы дважды изменяется направление движения штанговой колонны. При ходе вниз на штанговую колонну и плунжер действуют силы сопротивления, поэтому штанговая колонна изгибается и, скручиваясь, дополнительно вращает плунжер насоса, а при ходе вверх происходит раскручивание и вращение плунжера в обратном направлении.
Массы жидкости и колонны движутся с различными скоростями и во время каждого цикла ускорение системы "штанга-жидкость" меняется по величине и направлению. Возникающие при этом силы инерции влияют на надежность работы штанговой колонны и на работоспособность скважинного насоса.
Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом. В процессе спуска штанговой колонны 3 стакан 6 и крышка 7 обеспечивают соединение головок 4 и 5 соответственно верхней и нижней штанг. При ходе колонны насосных штанг вверх, когда имеет место наибольшая на-грузка, вначале страгивается верхний участок колонны штанг до места установки первого компенсатора. Далее по мере увеличения нагрузки произойдет сжатие упругого элемента 11 и только после этого начинается движение следующего после компенсатора участка. При достижении головкой балансира станка-качалки верхней точки и начале хода вниз также обеспечивается движение участков колонны штанг 3 до места установки компенсаторов по мере сжатия упругого элемента 12. Так как нагрузки на штанговую колонну при ее ходе вниз меньше, чем при ходе вверх, то упругий элемент 12 имеет жесткость меньше, по сравнению с жесткостью упругого элемента 11. Таким образом, в процессе работы компенсаторы, установленные на штанговой колонне через определенный интервал, снижают инерционную составляющую нагрузки, уменьшая величину общей. Это, в свою очередь, способствует уменьшению количества обрывов насосных штанг. Для регулирования величины деформации упругих элементов в процессе сборки компенсатора служит кольцо 17, устанавливаемое между стаканом 6 и крышкой 7. Для снижения износа упругих элементов 11 и 12, обусловленного угловым и вращательным движением колонны штанг из-за спиральной формы оси скважины, служат шайбы 13 и 14, установленные между ступенью 9 головки 5 нижней штанги и упругими элементами 11 и 12. В этом случае трущимися являются поверхности 15 и 16 между ступенью 9 и шайбами 13 и 14. Предлагаемая установка, благодаря снижению инерционных нагрузок на насосные штанги, уменьшает число их обрывов и создает благоприятные условия для работы в наклонно-направленных скважинах, а также при добыче вязких нефтей и нефтяных эмульсий. Кроме того, благодаря тому, что в компенсаторе предусмотрена возможность вращения нижней штанги относительно верхней, предотвращается скручивание штанг.
