2765.Оборудование для добычи нефти и газа Часть 2

Вся 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.

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

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.