2.4.2 Експлуатація за допомогою зануреного гідропоршневого насоса
Занурений гідропоршневий насос (рис. 2.33) приво-диться в дію потоком рідини, що подається в свердловину з наземної поверхні силовою насосною установкою. При цьому в свердловину спускають два ряди концентричних труб діаметром 63 і 102 мм. Насос спускають у свердловину всередину труби діаметром 63 мм і тиском рідини притис-кають до посадкового сідла, що міститься в кінці цієї труби. Рідина, що надходить з поверхні, приводить у рух поршень двигуна, а разом з ним і поршень насоса. Поршень насоса відкачує рідину із свердловини і разом з робочою рідиною подає її по міжтрубному простору на поверхню.
При роботі гідропоршневої установки робоча рідина, що нагнітається з поверхні силовим насосом, подається трубопроводом у гідродвигун насоса. Під тиском робочої рідини поршень двигуна здійснює зворотно-поступальний рух, приводячи в дію жорстко зв’язаний за допомогою штока поршень насоса. Робочою рідиною гідроприводу може бути нафта, відсепарована від газу, води і механічних домішок і оброблена хімічними речовинами – деемульга-торами, інгібіторами, або вода зі спеціальними добавками. Гідропоршневий насос може забезпечити подачу рідини з великих глибин – до 4500 м за досить високого ККД – до 0,6.
Експлуатація свердловин у складних умовах. Багато свердловин експлуатують у складних умовах, наприклад: з пласта в свердловину разом з нафтою надходить велика кількість вільного газу; з пласта виноситься пісок; у насосі і трубах відкладається парафін.
Найбільша кількість ускладнень і неполадок виникає при експлуатації свердловин, у продукції яких міститься газ або пісок.
Рисунок 2.33 – Принципова схема насосної установки із зануреним гідропоршневим агрегатом:
1 – бак для зберігання і відстоювання робочої рідини; 2 – вхідний трубопровід; 3 – силовий насос з електродвигуном;
4 – запобіжний клапан; 5 – манометричний захист системи гідроприводу; 6 – вихідний трубопровід; 7 – дросель;
8 – уловлювач для захоплення зануреного агрегату;
9 – чотириходовий кран; 10 – центральна 63-мм колона;
11 – колона насосних труб для підйому рідини;
12 – обсадна колона; 13 – сідло зануреного агрегату;
14 – занурений гідропоршневий насосний агрегат;
15 – посадковий конус з хвостовиком; 16 – зворотний клапан;
17 – манжетне ущільнення; 18 – вихідний трубопровід зануреного агрегату; 19 – трап; 20 – відвід газу; 21 – трубопровід для здачі видобутої нафти
Рисунок
2.34 – Газопісочний якір:
1 – прийом насоса;
2 – перехідник; 3
– вхідна трубка;
4 –
газова
камера;
5 –
муфта;
6 –
робоча труба;
7 –
пісочна камера;
8 –
конічна насадка;
9
– глуха муфта;
А – отвори газової
камери;
Б
– отвори пісочної камери
У результаті багаторічних досліджень розроблені різні технологічні прийоми запобігання шкідливому впливу газу на роботу насосної установки, до яких відносяться:
- використання насосів із зменшеним шкідливим простором;
- збільшення довжини ходу плунжера;
- збільшення глибини занурення насоса під рівень рідини в свердловині;
- відсмоктування газу із затрубного простору.
Пісок, який надходить з пласта разом з нафтою, може утворити на вибої піщану пробку, внаслідок чого зменшується або повністю припиняється приток нафти в свердловину. При роботі насоса пісок, потрапляючи разом з рідиною в насос, передчасно зношує його деталі, часто заклинює плунжер у циліндрі.
Основні заходи щодо оберігання насоса від шкідливого впливу піску такі:
- регулювання відбору рідини із свердловини, в основному, у сторону його обмеження;
- застосування насосів з плунжерами спеціальних типів (з канавками для уловлювання піску);
- підлив нафти в затрубний простір свердловин для зменшення концентрації піску в рідини, яка проходить у насос і збільшення швидкості руху потоку;
- застосування трубчастих штанг.
Захисні пристосування на прийомі насоса. Всі заходи режимного і технологічного характеру щодо зниження шкідливого впливу газу і піску на роботу штангового насоса зазвичай доповнюються застосуванням захисних пристосувань на прийомі насоса – газових, пісочних або комбінованих газопісочних якорів.
Одну з конструкцій газопісочних якорів показано на рис. 2.34.
Якір складається з двох камер – газової камери (верхньої) 4 і пісочної (нижньої) 7. Камери сполучені за допомогою спеціальної муфти 5, в якій просвердлені отвори Б. У верхній камері якоря закріплена вхідна трубка 3, а в нижній – робоча труба 6, забезпечена конічною насадкою 8. Якір приєднується до прийому насоса 1 перехідником 2, який одночасно з’єднує корпус якоря із вхідною трубкою. На нижньому кінці пісочної камери нагвинчена глуха муфта 9.
При роботі насоса рідина із свердловини надходить крізь отвори А в газову камеру, в якій газ відділяється від нафти. Потім відсепарована нафта крізь отвори Б і робочу трубу потрапляє в пісочну камеру; рідина, яка відокремилася від піску, піднімається кільцевим простором в пісочній камері і надходить крізь отвори в спеціальній муфті у вхідну трубку 3 на прийом насоса. Залежно від кількості піску, який виділяється з рідини, корпус пісочної камери може бути подовжений нарощуванням труб.
Для кращого винесення піску іноді успішно застосовують насосні установки з порожнистими (трубчастими) штангами. Такими штангами можуть служити НКТ діаметрами 33, 42, 48 мм.
Трубчасті штанги є одночасно і ланкою, що передає плунжеру насоса зворотно-поступальний рух за допомогою ПШСН, і трубопроводом для відкачуваної із свердловини рідини. Ці штанги приєднують до плунжера за допомогою спеціальних перехідників.
Запобігання відкладення парафіну. При видобуванні парафінистої нафти в свердловинах виникають ускладнення, викликані відкладенням парафіну на стінках НКТ і у вузлах насоса.
Відкладення парафіну на стінках НКТ зменшують площу їх прохідного перерізу, внаслідок чого зростає опір переміщенню колони штанг і руху рідини. У міру зростання парафінових відкладень збільшується навантаження на головку балансира ПШСН і порушується його врівноваженість, а у разі сильного парафінування труб знижується і коефіцієнт подачі насоса. Окремі грудки парафіну, потрапляючи під клапани, можуть порушити їх герметичність.
При видобуванні нафти з великим вмістом парафіну застосовують такі методи усунення парафіну, за яких не потрібні зупинка свердловини і підйом труб на поверхню:
- очищення труб механічними скребками різної конструкції, встановленими на колоні штанг;
- нагрів НКТ парою або гарячою нафтою, яка закачується в затрубний простір;
- нагрів НКТ електричним струмом – електродепарафінізація.
На рис. 2.35 показана мобільна установка АДПМ 12/150 призначена для депарафінізації нафтових свердловин гарячою нафтою. Установка містить: нагрівач (котел), нагнітальний насос, вентилятор високого тиску, трансмісію, запірну і регулювальну арматуру, технологічні і допоміжні трубопроводи, електрообладнання і контрольно-вимірювальні прилади. Котел містить “змійовики”, якими циркулює нафта.
Всередині змійовиків розміщений пальник, за допомогою якого і відбувається нагрівання нафти до температури 150 °С. Привод механізмів агрегата відбу-вається від тягового двигуна автомобіля, через коробку відбору потужності. Наявність допоміжних трубопроводів дозволяє швидко підключити агрегат до свердловини і ємності з нафтою. Нафта забирається насосом і нагрівається до необхідної температури і нагнітається у свердловину, де розплавлює відкладення парафіну. Керування і контроль за роботою агрегата ведуться з кабіни водія.
Останніми роками при насосній експлуатації широко застосовують НКТ, футеровані склом або лаками. У таких трубах парафін не відкладається, і експлуатація свердловин відбувається в нормальних умовах.
а
б
Рисунок 2.35 – Мобільна установка депарафінізації нафтових свердловин АДПМ 12/150:
а – схема установки; б – зовнішній вигляд установки; 1 – шасі;
2 – нагрівач (котел); 3 – трубопровід; 4 – трансмісія;
5 – паливна система; 6 – трубопроводи допоміжні