2765.Оборудование для добычи нефти и газа Часть 2
..pdfВся установка — скважинный насос, гидроэлектрическая си стема управления (золотники), расположенная вблизи силового насоса, и силовой насос — была испытана с целью выяснения ее работоспособности.
Затем, после изготовления гидравлической системы управле ния в заводских условиях, испытания насосной установки про должались на скважине 706 НПУ «Туймазанефть». Скважинный насос был спущен на глубину 500 м и установлен на пакере типа ПГН-6. Непосредственно над скважинным насосным агрегатом был установлен маслозатвор, обеспечивающий работу скважин ного насоса со стороны высокого давления в масляной среде. Выше маслозатвора (до устья скважины) насосно-компрессор ные трубы были заполнены обычной водой, которая использо валась в гидроприводе в качестве рабочей жидкости. С целью предупреждения попадания в скважинный насос взвесей, содер жащихся в воде, в конструкции маслозатвора предусмотрен хво стовик-отстойник.
Поверхностный агрегат установки, состоящий из силового насоса НС-1-150, гидравлической системы управления и бака емкостью 0,4 м3, был смонтирован на расстоянии 25 м от сква жины и связан со скважинными насосно-компрессорными тру бами наземным трубопроводом.
Поверхностное оборудование до устья скважины было запол нено маслом AM Г-10, не застывающим при низких температурах.
Испытание гидроштангового насоса проводилось без гидропневмоаккумулятора, а затем для выравнивания режима работы силового насоса был подключен гидропневмоаккумулятор.
С учетом КПД силового насоса = 0,85 общий КПД установки будет г\ = 0,6. В НПУ «Туймазанефть» в той же скважине прово дились испытания глубинного насоса с длиной хода поршневой группы S = 10 М. Результаты промысловых испытаний совпада ют с теоретическими расчетами. В данной установке рабочая жидкость находится в замкнутом контуре.
При этом в пределах ствола скважины насосно-компрессор ные трубы заполняются водой с высокими кинетическими и динамическими свойствами (по сравнению с нефтью). В преде лах рабочей зоны поверхностного оборудования используются соответствующие масла, обладающие хорошими смазывающи ми свойствами и не застывающие в зимних условиях.
Вкачестве силового насоса на поверхности применялся грязевый насос 12-Гр.
Втабл. 6.4 приведены результаты промысловых испытаний гидроштангового насоса в сопоставлении с данными, получен ными при работе станка-качалки.
Параметр |
СШНУ |
Диаметр, мм: |
|
обсадной колонны |
130 |
подъемных труб |
73 |
Тип привода |
СКН-10 |
Тип скважинного насоса |
НСН 2-32 |
Глубина спуска насоса, м |
1261 |
Длина хода плунжера, м |
1,5 |
Число ЦИКЛОВ, МИН'1 |
5,5 |
Рабочее давление силового насоса, м3/сут |
- |
Устьевое давление, МПа |
0,8 |
Коэффициент подачи насоса |
0,63 |
Уровень, м: |
|
статический |
368 |
динамический |
581 |
Плотность, кг/м3 |
|
нефти |
910 |
тяжелой жидкости |
— |
Объем тяжелой жидкости, м3 |
- |
Высота столба тяжелой жидкости, м |
- |
Масса плунжерной группы, Н |
— |
Таблица 6.4
СГНШУ
130
73
12-ГР НСН 2-93/32
1325
2,5
2,6 оо1 см гм 1,0 0,94
368
623
910
1190
6,5
700
500
Рабочее давление силового поверхностного насоса 12-Гр на ходилось в пределах 1,8—2,2 МПа и определялось расчетным путем.
На основании визуальной оценки работы установки и обра ботки замеров, произведенных в процессе испытаний, был сде лан вывод, что работоспособность скважинного насоса и гид равлической системы управления, как в отдельности, так и в комплексе устойчивая и отвечает требованиям эксплуатации нефтяных скважин.
Технические показатели работы установки характеризуются следующими данными. При работе установки без гидропневмо аккумулятора скважинный насос совершал два хода в минуту при рабочем давлении в гидросистеме Р — 4,0 МПа.
С применением гидропневмоаккумулятора при том же рабо чем давлении скважинный насос совершал три хода в минуту с подачей 15 м3/сут. С тем же гидропневмоаккумулятором, но при рабочем давлении 6,5 МПа, насос с подачей 25 т/сут нефти со вершал пять ходов в минуту.
Непосредственные замеры и расчеты отдельных циклов ра бочего хода поршней скважинного насоса показали, что вре мя закачки силовой жидкости к скважинному насосу состав ляет 20—22 с. при подаче силовой жидкости 8,3x10 м/с. Избы ток подачи насоса циркулировал в системе через байпасную линию.
Параметры работы гидроштангового насоса БГН-Ф приведе ны в табл. 6.5.
Согласно опубликованным данным, КПД установки состав ляет г| = 0,48 при вышеперечисленных параметрах скважины, насоса и диаметрах насосного и двигательного цилиндров 0,076 и 0,080 м.
По материалам других работ КПД насоса достигает ri = 0,64. На КПД скважинного насоса резко повлияло несоответствие объема насосно-компрессорных труб объему гидравлической штанги (V = 3* 10 3 м3) ; при работе насоса, что обусловило большой объем деформации жидкости за счет ее сжимаемости. В пересчете на насосно-компрессорные трубы диаметром Дон = 40 мм при длине хода поршней насоса S = 10 м КПД скважинного насоса может достигать г| = 0,7.
Параметры работы гндрошгангового насоса БГН-Ф
Время подъема |
Время |
Время подъема |
Время |
Время действия |
Время |
Давление |
давления в сис |
излияния |
рабочего |
подъема |
рабочего дав |
полного |
настройки |
теме до рабочего |
нефти из |
давления до |
поршня, с |
ления, с |
цикла, с |
на переклю |
давления, с |
скважины, с |
давления пе |
|
|
|
чение, с |
|
|
реключения, с |
|
|
|
|
|
|
Без г»троаккумуля[тора |
|
|
||
4 |
13 |
4 |
8 |
18 |
32 |
6,5(4,2) |
4 |
13 |
4 |
8 |
18 |
32 |
6,5(4,2) |
4,5 |
13 |
4 |
8 |
18 |
33 |
6,5(4,2) |
5 |
13 |
4 |
8 |
18 |
34 |
6,5(4,2) |
|
|
С гидроаккумулят<эром |
|
1 |
||
|
|
|
|
|||
— |
4 |
1 |
10 |
— |
18 |
4,0-6,5 |
— |
4 |
1 |
10 |
— |
19 |
4,0-6,5 |
— |
4 |
1 |
10 |
— |
18 |
4,0-6,5 |
— |
4 |
1 |
10 |
— |
18 |
4,0-6,5 |
6.3.2. СХЕМЫ ПОВЕРХНОСТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИННЫХ ГИДРОШТАНГОВЫХ УСТАНОВОК
Поверхностное оборудование УГШН включает в себя сило вые насосы, золотники распределители, блоки разделителей жидкости и другое оборудование.
Рассмотрим компоновку оборудования на примере одной из схем разработанной в ГАНГ им. И. М. Губкина группой ученых и конструкторов под руководством Чичерова Л. Г.
Схема установки (рис. 6.17) гидроштангового насоса состоит из блоков поверхностного и скважинного оборудования, соеди ненных линиями коммуникаций. В комплект скважинного обо рудования входят два ряда насосно-компрессорных труб, распо ложенных концентрично.
Скважинный насосный агрегат состоит из двух обычных штан говых насосов разных диаметров, соединенных между собой. В нижней части цилиндра насоса 5 имеются окна для прохода жидкости. Плунжеры 4 и 6 насосов 2 и 5 жестко соединены полым штоком. Верхний насос 5 с плунжером 6 представляет собой двигательную часть гидроштангового насоса, а нижний насос 2 с плунжером 4, всасывающим 1 и нагнетательным 3 кла панами представляет собой собственно насос для отбора нефти из скважины.
Устье скважины оборудуется специальной арматурой или стан дартным устьевым сальником СУС-42 и соединяется линиями коммуникаций с блоком разделителей 10 и И жидких фаз и с клапаном-отсекателем 12.
В поверхностное оборудование входят два блока — силовой насосный и блок разделителей.
Силовой насосный блок состоит из насоса 16 с приводом, масляного бака 77, предохранительного клапана 18, регулятора потока 19, пневмокомпенсатора 15, электроуправляемого золот- ника-распредедителя 14, реле давления.
Блок разделителей 10 и 11 состоит из двух шаровых сосудов, верхняя и нижняя полость каждого из них разделена нефтемас лостойкой эластичной резиновой диафрагмой. Диафрагма пре дотвращает проникновение жидкости из одной полости в дру гую. В верхней полости разделителя 11 находится откачиваемая нефть, а в разделителе /^находится техническая вода. В нижних
Рис. 6.17. Схема установки гидроштангового насоса УГШ Н -5-15-1000 разработки ГАНГ им. И. М . Губкина
/ — всасывающий клапан; 2 — цилиндр насосный; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер насоса; 5 — цилиндр двигательный; б — плунжер; 7 — насосно-компрессорньх трубы; 8 — гидроштанга труба; 9 — насос компснсацл утечек; 10 — разделитель вода — масло; 11 — разделитель нефть — масло; 12 — клапан-отсекатель; 13 и 20 — реле давления; 14 — золотник-распределитель; /5 — пневмоаккумулятор; 16— силовой насос; 17— емкость с маслом; 18— перепускной клапан; 19— регулятор потока
полостях обоих разделителей находится масло, как впрочем и во всем поверхностном оборудовании, которое работает в масля ной среде, поступающей из бака 17. Кроме этого, в этом блоке установлен насос 9 системы компенсации утечек (СКУ) с при водом и емкостью для воды. Насос СКУ предназначен для вос полнения объема жидкости, которая в процессе работы проте кает через неплотности в резьбовых соединениях насосно-ком прессорных труб и в плунжерной группе скважинного агрегата.
Установка гидроштангового насоса работает следующим об разом. Поверхностный силовой насос 16 отбирает масло из при емного бака и подает по нагнетательной линии к золотникураспределителю.
В это время золотник находится в крайнем правом положении, т.е. поток масла проходит по диагональным каналам золотника. При этом масло поступает в нижнюю полость разделителя 10, давление передается через эластичную диафрагму на гидро штангу в колонне труб 7 и на подплунжерную часть плунжера 6. По достижении давления, необходимого для хода плунжерной группы вверх, начинается движение плунжерной группы и вы теснение нефти из цилиндров насоса в гидроштангу, затем через открытый клапан-отсекатель в промысловую систему сбора нефти. Клапан-отсекатель 12 гидроуправляемый, работает от действия давления масла в магистрали гидрокоммуникаций насосного бло ка и отзывается только при ходе плунжерной группы вверх.
При ходе плунжерной группы вверх некоторая часть масла вытесняется из разделителя 77через золотник в приемный мас ляный бак.
Кроме того, при ходе плунжерной группы вверх происходит всасывание или заполнение нефтью из скважины полости нижне го насосного цилиндра 2 через открытый всасывающий клапан 7.
По достижении плунжерной группой крайнего верхнего по ложения происходит торможение и остановка, при этом в по верхностной системе возрастает давление. На повышение давле ния реагирует предварительно настроенное реле давления 20, которое переключает золотник-распределитель в крайнее левое положение. Масло поступает по прямым каналам золотника в нижнюю полость разделителя 17, затем давление передается че рез диафрагму на гидроштангу труб 8. Клапан-отсекатель в это время закрыт. Плунжерная группа движется вниз, происходит
переток нефти через открытый клапан из нижнего цилиндра в верхний. Из межплунжерной полости техническая вода вытес няется через окна в цилиндре по насосно-компрессорным тру бам на поверхность в разделитель 10. Масло из разделителя вы тесняется через золотник в масляный бак. По достижении плун жерной группой крайнего нижнего положения происходит тор можение, остановка, в гидросистеме возрастает давление, сраба тывает реле давления 13 и переключает золотник в предыдущее положение.
Таким образом, весь процесс возвратно-поступательного дви жения плунжерной группы периодически повторяется.
Частота циклов движения плунжерной группы регулирует ся скоростью подачи масла с помощью регулятора потока 19. В гидросистеме имеется перепускной предохранительный кла пан 18, защищающий установку от аварийных перегрузок. Кро ме того, гидросистема оборудована пневмокомпенсатором 15, который предназначен для сглаживания гидравлических ударов в системе в момент переключения золотника-распределителя. На сос 9 системы компенсации утечек работает периодически по сиг налу от специальных датчиков утечек или по сигналу от реле вре мени, в зависимости от расчетного значения объема утечек жид кости из гидроштанги 8 в колонне насосно-компрессорных труб.
Давление, необходимое для выполнения хода плунжерной группы вверх или вниз, предварительно определяется расчет ным путем. При сочленении нескольких насосных цилиндров в секции можно достичь значительных длин хода плунжера.
Основное преимущество данной схемы заключается в том, что установка позволяет плавно изменять подачу скважинного насоса путем регулирования подачи рабочей жидкости регуля тором потока. Кроме того, имеется возможность подачи в сква жину химических реагентов для борьбы с отложениями солей и парафина. Изучение влияния фактора искривления ствола сква жины на эффективность работы системы показало, что преоб ладающим фактором в этом случае становится увеличение вре мени обратного хода. Этот фактор может быть преодолен путем увеличения массы движущейся части скважинного агрегата. Рас четы показывают, что предельный угол наклона скважины на глубине установки насоса может достигать 45°, а кривизна ство ла скважины выше места установки скважинного агрегата не
имеет существенного влияния на эффективность работы всей установки в целом.
Поверхностное силовое насосное оборудование расположено в блок-боксе, имеет небольшие размеры и массу, не требует со оружения специального фундамента, что дает возможность дос тигать высокой транспортабельности и удобства монтажа обору дования.
На промыслах объединения «Татнефть» проводились промыс ловые испытания установки гидроштангового насоса, разрабо танной в ГАНГ им. И. М. Губкина [6].
При разработке этой установки были учтены все достоин ства и недостатки известных современных отечественных и зару бежных конструкций гидроштанговых насосов. Скважинный на сосный агрегат состоит из двух вставных безвтулочных сква жинных насосов разных диаметров — НСВ2-56 и НСВ2-32. Плунжеры этих насосов соединены полым штоком диаметром 28 мм. Схема скважинного насосного агрегата гиштанговой ус тановки представлена на рис. 6.18. Скважинный насосный аг регат снабжен верхним и нижним тормозными устройствами, фильтром в нижней части насоса и шламоуловителем в верх ней части. Шламоуловитель предотвращает попадание окали ны и мусора из насосно-компрессорных труб в цилиндр верх него насоса и клапаны насоса.
Кроме того, в конструкции насоса имеется телескопический компенсатор относительных перемещений колонн труб за счет их удлинения от действия давления жидкости. Для испытаний гидроштангового насоса была подобрана одна из скважин Севе- ро-Альметьевской площади со значительным углом отклонения от вертикали ствола.
Величина кривизны ствола скважины в месте установки на соса достигала 67°45', а максимальная кривизна ствола (69°45') была на глубине 900 м. Кривизна ствола скважины НГДУ «Альметьевнефть» приведена ниже (табл. 6.6).
Эта скважина с осложненными условиями эксплуатации была подобрана намеренно с целью проверки возможности использо вания ГШНУ при эксплуатации наклонно направленных сква жин со значительным отклонением от вертикали.
До проведения промысловых испытаний гидроштангового насоса добыча нефти из этой скважины осуществлялась сква-
Рис. 6.18. Схема скважинного агрегата гидроштанговой установки ГАНГ им И. М . Губкина
1 — полые штанги диаметром 42—35 мм;
2 — НКТ диаметром 89—76 мм; 3 — полость полых штанг, гидроштанга; 4 — полость НКТ, гидроштанга; 5 — кожух цилиндра насоса НСВ2-56; 6 — полость цилиндра насоса НСВ2-56; 7— полость цилиндра насоса НСВ2-32; 8 — приемный клапан; 9 — плунжер диамет ром 56 мм; 10 — плунжер диаметром 32 мм; 11 — нагнетательный клапан; 12 — шламоуловитель; 13 — переводник замковой опоры; 14 — фильтр; 75, 16— втулки; / 7 и 18— гай ки ограничительные; 19— гайка-переводник; 2 0 — направляющий конус
жинным штанговым насосом НГН2-43, станком-качалкой СК6 при периодичес ком режиме работы насоса (21ч — ожи дание притока, 3 ч — работа насоса). По данным замеров подача составляла 2,2 м3/сут.
Скважинный гидроштанговый насос был спущен на полых насосных штан гах (42—35 мм) внутрь колонны насос но-компрессорных труб (89—76 мм) и установлен в замковой опоре насоса НСВ2-32 на глубине 1100 м. Для обес печения герметичности колони труб все резьбовые соединения перед сборкой были обработаны специальной графи товой герметизирующей пастой. После монтажа насоса в замковой опоре было установлено, что посадка в опоре не обеспечена, поэтому полная посадка в опору и герметизация были достигну ты путем гидравлического воздействия на центральную колонну труб. После этого насосный агрегат был надежно за фиксирован и полости труб загермети зированы.