2765.Оборудование для добычи нефти и газа Часть 2

из сепаратора предварительно очищенная нефть попадает на прием центробежных подпорных насосов и далее на батарею гидроциклонов, где осуществляется вторичная (тонкая) очистка от мехпримесей. Часть жидкости, содержащая мехпримеси, сбра­ сывается с гидроциклонов в сборный коллектор, другая посту­ пает на прием силовых насосных агрегатов. В качестве насосных агрегатов в УГПН применяются трех- и пятиплунжерные агре­ гаты марки PCR, давление нагнетания которых достигает 20 МПа, производительность соответственно 5,76 и 9,6 м3/ч. От силовых агрегатов жидкость направляется в распределительную гребен­ ку. В линию между агрегатами и гребенкой встроен трубопровод от дозировочного насоса, обеспечивающего подачу различных ПАВ и деэмульгаторов в рабочую жидкость. Распределительная гребенка состоит из восьми (по числу эксплуатируемых сква­ жин) регуляторов расхода и регулятора давления, через который избыточная жидкость сбрасывается с гребенки на вход в под­ порные насосы. От каждого регулятора расхода на оборудование устья одной из скважин подается необходимое количество рабо­ чей жидкости.

Все оборудование технологического блока размерами 3x12 м имеет взрывобезопасное исполнение. В блок-боксе управления размерами 3x6 м размещено комплектное устройство защиты и управления электрооборудования установки, системы контроля и пожаротушения.

Многоканальное оборудование устья скважины предназначе­ но для подвески колонн НКТ, изменения направления движе­ ния рабочей и добываемой жидкостей и приема гидропоршне­ вого насоса. Оборудование оснащено центральной и магистраль­ ными задвижками, четырехходовым трехпозиционным краном и лубрикатором (приемной камерой).

Пакерное устройство типа УП-Д-35 применяется для отделе­ ния зоны всасывания от зоны нагнетания гидропоршневого на­ сосного агрегата и охватывает диапазон внутренних диаметров обсадных колонн скважин 117,7... 155,3 мм. Устройство, состоя­ щее из пакера и разъединителя колонны, спускается в скважи­ ну на заданную глубину на колонне НКТ. Посадка пакера осу­ ществляется подачей жидкости под высоким давлением в НКТ, а отсоединение от колонны — подачей жидкости в затрубное пространство. После установки пакера спускается седло гидро­

поршневого агрегата, уплотняющееся своим хвостовиком в стволе пакера. Колонна НКТ, заканчивающаяся седлом, подвешивает­ ся на устье скважины.

Насосный агрегат состоит из гидропоршневого насоса сбра­ сываемого типа, седла и обратного клапана.

Гидропоршневой насос, является исполнительным механиз­ мом, непосредственно осуществляющим откачку пластовой жид­ кости из скважины. Это насос двустороннего действия, жестко связанный полым штоком с гидродвигателем двойного действия, выше которого находится распределительное золотниковое уст­ ройство, предназначенное для изменения направления движе­ ния рабочей жидкости в зависимости от положения поршневых групп. Команда на переключение золотникового устройства по­ ступает от узла распределения, расположенного между поршне­ вой группой насоса, оснащенной двумя узлами групповых ша­ риковых клапанов, и гидродвигателем.

Седло агрегата предназначено для образования в паре с насо­ сом герметично разделенных полостей различного давления, для чего насос оснащен резиновыми манжетами. С помощью седла, рабочая жидкость подводится к насосу и узлу распределения, отводится добытая пластовая жидкость. При работе насоса ша­ рик обратного сбрасываемого клапана агрегата за счет избыточ­ ного пластового давления, приподнимается и открывает свобод­ ный доступ на прием насоса. При выпрессовке насоса из седла шарик клапана под действием силы тяжести и давления рабочей жидкости опускается в седло, исключая возможность перетока жидкости из седла в зону всасывания насоса и обеспечивая выпрессовку.

В 1988—1989 гг. освоено серийное производство установок гидропоршневых насосов УГН100-200-18, У ГН 25-150-25, УГН40-250-20 и УГН1СО-380-15.

Установки применяются для добычи нефти из 2—8 наклонно направленных скважин с содержанием в пластовой жидкости мехпримесей до 0,1 и сероводорода до 0,01 г/л, воды до 99 % и тем­ пературой в зоне подвески гидропоршневого агрегата до 120 °С.

Основные параметры установок приведены в табл. 6.2. Поскольку во всех установках используются гидропоршне­

вые насосы условного габарита для НКТ диаметром 73 мм, сква­ жинное оборудование для них универсально. Поверхностное обо-

рудование также в значительной степени унифицировано и от­ личается в наземной гидравлической станции только мощнос­ тью силовых насосных агрегатов и комплектным устройством защиты и управления.

Базовым представителем ряда установок этого типа являет­ ся УГН100-200-18, опытный образец которой прошел промыш­ ленные испытания на Западно-Сургутском месторождении ПО Сургутнефтегаз. На промыслах ОАО «Сургутнефтегаз» накоп­ лен значительный опыт эксплуатации нефтяных скважин УГПН как отечественного, так и иностранного производства. На За­ падно-Сургутском месторождении проводится эксплуатация комплекса оборудования гидропоршневых насосов фирмы Kobe (США). В процессе эксплуатации подтвердилось предполо­ жение о достаточно высокой работоспособности и надежнос­ ти этого вида оборудования в условиях месторождений с боль­ шим содержанием серы, смол и парафина в добываемой про­ дукции.

Особый интерес представляют результаты работы гидропор­ шневых насосов, обеспечивающих откачку высокообводненной нефти с мехпримесями.

Определены основные узлы и элементы насосов, изменение геометрии рабочих поверхностей которых приводит к сниже­ нию работоспособности. Так, износ рабочих поверхностей зо­ лотника приводит к выходу насоса из строя, а износ пары пор­ шень — цилиндр — к снижению объемного КПД.

Ниже приведены величины износа (мм) подвижных пар тре­ ния насоса, отработавшего в скв. № 612 (наработка на отказ — 366 сут, или 15x106 циклов).

Следует отметить, что определяющей характеристикой дол­ говечности работы насоса является число совершенных циклов двойных ходов подвижных элементов, а не суточная наработка, так как износ пар трения зависит от их пробега.

Аналогичные работы по определению интенсивности и сте­ пени износа рабочих поверхностей основных деталей (золотник, цилиндр, поршень) были проведены и по отечественному насо­ су 1ГН59-89-160-15 № 3, спущенному в скв. 1118 на кусте 83 Западно-Сургутского месторождения в составе опытной уста­ новки.

К рабочим поверхностям деталей предъявляются высокие тре­ бования по твердости и износостойкости.

ВОКБ БН проводились стендовые испытания гидропоршне­ вых насосов для определения влияния степени износа рабочих поверхностей основных деталей на работоспособность конструк­ ции. Установлено, что она зависит как от величины зазоров под­ вижных пар трения, так и от кинематической вязкости жидко­ сти, применяемой в качестве рабочей в системе гидропривода. Так, при одних и тех же значениях суммарных зазоров потеря работоспособности при кинематической вязкости v = 5 мм2/с наступает гораздо ранее, чем при v = 10... 12 мм2/с. Большое значение имеют заложенные при изготовлении зазоры, опреде­ ляемые технологическими возможностями обрабатывающего обо­ рудования и методами упрочнения поверхностей.

Впроцессе изготовления детали упрочняются, как правило, методом азотирования или нанесения слоя твердого хрома, бла­

годаря чему поверхности имеют твердость HRA 80 и приобре­ тают некоторую стойкость к коррозии [3].

Метод ионной азотации позволяет упрочнять поверхности при более низкой температуре, чем при обычной газовой азотации. При этом практически полностью исключается поводка даже тонкостенных цилиндрических деталей, в результате чего отпа­ дает необходимость в последующей обработке.

Ответные азотированным детали желательно упрочнять ме­ тодом хромирования. Рабочая пара «хром—азотация» хорошо противостоит износу при работе в жидкой среде, содержащей твердые абразивные частицы и обладающей слабо-выраженны­ ми антифрикционными свойствами.

Совершенствование гидропоршневых насосов требует реали­ зации технических решений, обеспечивающих повышение ра­ ботоспособности и эффективности конструкции при использо­ вании воды в качестве рабочей жидкости, применяемой при до­ быче нефти с повышенным содержанием газа, коррозионно-ак­ тивных веществ, механических примесей.

6.1.3. ПОВЕРХНОСТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

Наземные насосные агрегаты могут применяться как для при­ вода одного ГПНА, так и для нескольких, расположенных в раз­ личных скважинах. Для распределения жидкости между ними используются распределительные гребенки со стабилизаторами расхода рабочей жидкости. Поверхностное оборудование гидро­ поршневых насосных установок различается:

—по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жид­ кости (открытая или закрытая);

—по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установ­ кой (индивидуальные или групповые).

Рассмотрим основные особенности установок.

Тип принципиальной схемы циркуляции рабочей жидко­ сти предопределяет способ возврата рабочей жидкости на по­ верхность. В установках с закрытой схемой жидкость после совершения ею полезной работы из гидродвигателя по отдель­

ному каналу поднимается на поверхность. Продукция пласта, выходящая из скважинного насоса, поднимается по своему отдельному каналу.

В установках с открытой схемой жидкость, выйдя из гидро­ двигателя, смешивается с жидкостью^ выходящей из скважин­ ного насоса, и поднимается на поверхность по общему каналу.

Недостатком первой схемы является большая металлоем­ кость, поскольку от устья к погружному агрегату необходимо спустить три герметичных трубопровода: для подачи рабочей жидкости к агрегату, для ее отвода и для подъема пластовой жидкости. Достоинством этой схемы являются незначительные потери рабочей жидкости, определяемые только лишь утечка­ ми из системы привода. Следует заметить, что производитель­ ность системы подготовки рабочей жидкости всей установки в значительной степени зависит от качества подготовки рабочей жидкости.

Установки с открытой схемой обладают меньшей металлоем­ костью, так как предполагают каналы только для двух потоков жидкости — сверху вниз — рабочей, а снизу вверх — смеси ра­ бочей и пластовой жидкости. Соответственно проще и оборудо­ вание устья. Недостатком этой системы является необходимость обработки большого количества рабочей жидкости, что требует применения сложных и высокопроизводительных систем для ее подготовки.

Принципиальные схемы установок обоих типов приведены на рис. 6.7. В каждой из них двигатель / приводит в действие силовой насос 2, который по колонне труб 3 подает рабочую жидкость к двигателю 4 гидропоршневого агрегата (ГПНА). Сква­ жинный насос 5 ГПНА, приводимый в действие двигателем 4 забирает пластовую жидкость из скважины и по колонне труб б направляет ее вверх. В установке с открытой схемой рабочая жидкость поднимается на поверхность по колонне труб б, а в уста­ новке с закрытой схемой — по отдельной колонне 7.

В установке с открытой схемой смесь пластовой и рабочей жидкости из колонны б направляется в устройство подготовки рабочей жидкости 8, из которого очищенная нефть по трубо­ проводу 9 поступает на прием силового насоса 2, а остальная часть потока вместе с отдельными примесями направляется в сборный промысловый коллектор.

Рис. 6.7. Принципиальные схемы обустройства поверхностного оборудования гидропоршневых насосных установок

(слева — открытая, справа — закрытая)

В установке с закрытой схемой рабочая жидкость возвраща­ ется в буферную емкость устройства подготовки 8, откуда трубо­ проводом 9 направляется на прием силового насоса 2. Пласто­ вая жидкость из колонны 7 отводится в сборный промысловый коллектор, а небольшая часть жидкости (1—2 %) по трубопрово­ ду 10 направляется в устройство подготовки <?для компенсации потерь рабочей жидкости.

По принципу действия скважинного насоса ГПНА существу­ ющие конструкции можно разделить на группы с насосами оди­ нарного, двойного и дифференциального действия.

Блок подготовки рабочей жидкости имеет параметры, обус­ ловленные, прежде всего, типом гидравлической схемы установки: закрытой или открытой. В первом случае его производитель­ ность составляет 1—3 % от подачи силового насоса, во втором — до 50 %.

Как правило, в качестве рабочей жидкости используется сы­ рая нефть, после того как из нее удалены свободный и раство­ ренный газ, вода, абразив. Если подготовка рабочей жидкости в малых количествах при использовании закрытых схем не вызы­ вает трудностей, то очистка ее для установок с открытой схемой достаточно сложна.

Высокие требования к качеству рабочей жидкости предопре­ деляются, в конечном счете, долговечностью, которой должны обладать и силовой насос и ГПНА. Невыполнение этого требо-

вания, например, в отношении содержания абразива будет при­ водить к интенсивному изнашиванию пар трения: плунжеруп­ лотнение в насосе, поршень — цилиндр, детали золотника и клапанов в ГПНА, увеличение содержания коррозионно-актив­ ных компонентов — к коррозии внутренних полостей, в том числе и рабочих поверхностей, гидросистемы.

На энергетические показатели установок большое влияние оказывает вязкость нефти — превышение определенного ее зна­ чения приводит к резкому снижению КПД, что обусловливается повышением потерь давления на жидкостное трение.

В настоящее время в установках ГПНА для добычи высоко­ вязких нефтей в качестве рабочей жидкости используется вода со специальной присадкой, обеспечивающей хорошие смазы­ вающие свойства и являющейся ингибитором коррозии. При­ менение ее приводит к увеличению КПД, но одновременно по­ вышает требования к герметичности резьбовых соединений ко­ лонн насосно-компрессорных труб. Вопрос о рациональной сте­ пени очистки рабочей жидкости определяется на основании технико-экономических расчетов, в основу которых заклады­ ваются с одной стороны стоимость подготовки рабочей жидко­ сти, а с другой стороны — стоимость ремонта или замены обо­ рудования, выход, из строя которого обусловлен качеством подготовки жидкости. С учетом того, что ухудшение качества подготовки жидкости приводит к необходимости замены пар плунжер-уплотнение в силовом насосе и замене всего агрегата ГПНА на новый, занимающий при применении свободного ГПНА порядка 4 ч, в ряде случаев считается целесообразным при применении открытых гидравлических схем рабочую жид­ кость отстаивать в резервуаре и доводить содержание абразива до 0,5 г/л. Схема простейшей установки для подготовки рабо­ чей жидкости включает трехфазный сепаратор, отделяющий свободный газ и воду от нефти, и буферную емкость для хране­ ния и отстаивания нефти представлена на рис. 6.8. Иногда в эту схему включается устройство для дозирования и подачи в рабочую жидкость химических реагентов, например, для внут­ рискважинного деэмульгирования пластовой жидкости.

Хранилище рабочей жидкости

Рис. 6.8. Схемы компоновки поверхностного оборудования гидропоршневой насосной установки фирмы TRIKO Industries, Inc (США) при обвязке и эксплуатации одной скважины и группы скважин

6.1.4. НЕКОТОРЫЕ РАСЧЕТНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ

РАБОЧИХ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ПОДБОРА

ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

При выборе установки гидропоршневого насоса основная задача — определение ее схемы и параметров комплектующего оборудования (скважинного и наземного). Исходные данные расчетов принимаются из промысловых данных, за исключе­ нием размеров НКТ, которые выбираются в зависимости от

схемы гидропоршневой насосной установки (ГПНУ). Схему ГПНУ выбирают в зависимости от объема добычи и размера обсадной колонны скважины. В принципе для малых отборов можно применять схему ГПНУ с замкнутой циркуляцией ра­ бочей жидкости и со сбрасываемым погружным агрегатом, при средних отборах — со смешиванием рабочей и добываемой жид­ костей и со сбрасываемым агрегатом, а для больших отборов — схемы ГПНУ с погружным агрегатом, спускаемым на НКТ. Так, например, установки со сбрасываемым погружным агрегатом можно применять в зависимости от схемы подъема рабочей жид­ кости и схемы спуска труб при следующих параметрах:

1)при замкнутой схеме циркуляции рабочей жидкости, двух параллельных колоннах НКТ и установке пакера в скважи­ не — для добычи до 100 м3/сут, если обсадные трубы диа­ метром 168 мм, и около 20 м3/сут, если диаметр 146 мм;

2)при смешивании рабочей жидкости с добываемой, одной ко­ лонне НКТ и пакере — для добычи примерно до 500 м3/сут, если обсадные трубы диаметром 168 мм, и 300 м3/сут, если диаметр 146 мм.

При больших подачах необходимо применять погружные аг­ регаты, спускаемые в скважину на колонне НКТ.

Структура расчетов по подбору гидропоршневых насосов

Расчет параметров узлов установки ГПНУ содержит в основ­ ном следующие этапы:

1.Определение глубины необходимого погружения насоса под динамический уровень при заданном коэффициенте наполне­ ния насоса, газовом факторе (с учетом гидравлического сопро­ тивления во всасывающем клапане насоса).

2.Определение глубины спуска насоса в скважину с учетом расположения динамического уровня жидкости и погружения насоса под этот уровень.

3.Выбор типоразмера погружного агрегата.

4.Выбор параметров и состава наземного оборудования. Глубина необходимого погружения насоса под динамичес­

кий уровень определяется так же, как и в подобных расчетах для штанговых насосов. При определении глубины спуска насоса в

зо