книги / Скважинные насосные установки для добычи нефти
..pdfвания, 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. 3.8. 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. 3.8. Схемы компоновки поверхностного оборудования гидропоршневой насосной установки фирмы TRIKO Industries, Inc (США) при обвязке и эксплуатации одной скважины и группы скважин
3.1.4. Некоторые расчетные зависимости рабочих параметров для подбора гидропоршневых насосных установок
При выборе установки гидропоршневого насоса основная задача — определение ее схемы и параметров комп лектующего оборудования (скважинного и наземного). Исход ные данные расчетов принимаются из промысловых данных, за исключением размеров НКТ, которые выбираются в зависи
QP:,6= 1440 (2F2 — f) s п Кр , |
(3.1) |
где F2— площадь поперечного сечения плунжера погружно го двигателя в м2; / — площадь поперечного сечения штока, м2; s — длина хода плунжера погружного двигателя, м; п — число двойных ходов плунжера в минуту; Кр— коэффициент расхода рабочей жидкости (отношение фактического расхода к теорети ческому).
Определение силового давления рабочей жидкости
Для определения давления (напора) рабочей жидкости у си лового (поверхностного) насоса пользуются уравнением равно весия статических сил, действующих на плунжеры погружного агрегата (двигателя и насоса) при ходе их вверх и вниз (рис. 3.9).
ЪРИ+ |
( ^ - f)Pn + Л р = ( F2 " f ) P P + F\P„ , |
(3 .2 ) |
|
FiP’p |
+ ( F\ + f ) P B= ( ? 2 + f ) P H+ Р\РВ+ Ртр |
( 3 - 3 ) |
|
где Fv F2 и / |
— |
площади сечения соответственно плунжера |
|
насоса, плунжера двигателя и штока в м2; Ри— давление столба нагнетаемой жидкости с учетом потерь напора в подъемной ко лонне; Рп — давление подпора, определяемое погружением на соса под динамический уровень жидкости в скважине, МПа, Р — потери напора в погружном агрегате (механическое трение в плунжере и штоке), МПа;
Р' и Р — давление рабочей жидкости у плунжера двигателя погружного агрегата при ходе вверх и вниз, МПа.
Из этих уравнений находят Р'р и Р"р.
Среднее давление рабочей жидкости на входе в погружной агрегат
Ре, = (р; + р \)я |
( з . 4 ) |
Найденное количество рабочей жидкости и ее давление у поверхностного насоса дают возможность подобрать его по ка-
формуле Дарси—Вейсбаха); Рг— гидростатический напор столба рабочей жидкости в трубах, МПа.
При высоком газовом факторе для повышения коэффициен та подачи необходимо либо увеличивать глубину погружения насоса под динамический уровень, либо устанавливать ниже насоса газовый якорь.
Определение мощности и коэффициента полезного действия
гидропоршневой установки
Полезная мощность погружного агрегата (кВт)
Nа |
Ю30Я му, |
(3.6) |
|
102 |
|||
|
|
где Q — подача насоса в м3/с, Ям= Н — h + йгс — манометри ческий напор в м ст. жидк. (Я — глубина спуска насоса, h — глубина погружения насоса под динамический уровень, Лгс — гидравлические сопротивления в трубопроводе от погружного агрегата до приемного резервуара на поверхности). Полная мощ ность (кВт) всей установки
•Ю^рабП
УЮДФ,
где Qpa6 — расход рабочей жидкости в м3/с, Рср — среднее давление рабочей жидкости на выходе из силового насоса; т],с — КПД силового агрегата (электродвигателя привода, механичес кой передачи, силового насоса).
Общий КПД установки
Т1У Я. |
(3.8) |
3.2. СКВАЖИННЫЕ СТРУЙНЫЕ
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
В последние десятилетия ведутся активные поис ки новых способов добычи нефти, особенно в области эксплуа тации наклонных скважин. При использовании бесштанговых гидроприводных струйных насосных установок вместо УСШН в скважинах со значительной кривизной ствола энергетические затраты существенно снижаются, а межремонтный период (МРП) скважинного оборудования увеличивается. Компактность, вы сокие монтажеспособность, эффективность и степень унифика ции узлов позволяют применять гидроприводные насосные ус тановки при эксплуатации кустовых скважин в труднодоступ ных районах Сибири и на морских месторождениях.
Изменение условий эксплуатации многих нефтяных место рождений, связанное с увеличением числа объектов разработки в труднодоступных северных районах и на континентальном шельфе, вызвало возрождение интереса к струйным насосным установкам.
3.2.1. Конструкции скважинных струйных насосов
Струйные насосы являются разновидностью гидроприводных насосов, и они обладают всеми достоинствами этого вида оборудования,
Благодаря своим конструктивным особенностям струйные аппараты отличаются высокой надежностью и эффективностью, особенно в осложненных условиях эксплуатации, например при добыче пластовой жидкости со значительным содержанием ме ханических примесей и коррозионно-активных веществ из на клонно направленных скважин.
К преимуществам струйных насосов относят их малые габа риты, большую пропускную способность и возможность стабиль но отбирать пластовую жидкость с высоким содержанием сво бодного газа. Кроме того, проста конструкция установок, отсут ствуют движущиеся детали, возможно исполнение струйного насоса в виде свободного, сбрасываемого агрегата.
В струйном насосе или инжекторе (рис. 3.10) поток откачи ваемой жидкости перемещается от забоя скважины до устья скважины за счет получения энергии от потока рабочей жид кости, подаваемого поверхностным силовым насосом с устья скважины.
Рис. 3.10. Схема струйного насоса ( а)
идвижение жидкостей в нем (б):
/—подвод откачиваемой жидкости; 2 —подвод рабочей жидко сти; 3 —входное кольцевое сопло; 4 —рабочее сопло; 5 —камера
смешения; 6 —диффузор; I —невозмущенная откачиваемая жид кость; II —пограничный слой; III —невозмущенная рабочая жид кость (ядро)
Нагнетание скважинной жидкости осуществляется благодаря явлению эжекции в рабочей камере, т.е. смешению скважинной жидкости с рабочим потоком жидкости, обладающим большой энергией, см. рис. 3.10.
Режим работы струйного насоса характеризуется следующи ми параметрами: рабочий напор Н затрачиваемый в насосе и равный разности напоров рабочего потока на входе в насос (сечение В—В) и на выходе из него (сечение С—С), полезный напор Н , создаваемый насосом и равный разности напоров подаваемой жидкости за насосом (сечение С—С) и перед ним
(сечение А.—A)j расход рабочей жидкости Qp полезная подача КПД струйного насоса равен отношению полезной мощности
кзатраченной
иможет достигать величины КПД = 0,2...0,35. Такое значение КПД струйных насосов обусловлено большими потерями энер гии, сопровождающими рабочий процесс: в камере смешения (на вихреобразование и гидравлическое трение жидкости о стенки камеры); в элементах насоса, подводящих и отводящих жидкость (в рабочем и кольцевом сопле и диффузоре).
Струйный насос работает следующим образом. При истечении
рабочей жидкости со скоростью V, из сопла в затопленное про странство сразу за передним срезом сопла на поверхности струи возникает область смешения. Быстрые частицы проникают в окружающий медленный поток невозмущенной жидкости, подсасываемый через кольцевой проход в камеру со скоростью К и передают ей энергию. Этот процесс, основанный на интенсив ном вихреобразовании, происходит в непрерывно утолщающем ся по длине струйном пограничном слое. Вместе с тем внутрен няя область рабочей струи, а именно ее ядро и внешняя область невозмущенной подсасываемой жидкости — постоянно умень шаются и на расстоянии L от рабочего сопла потоки рабочей и откачиваемой жидкости уже полностью перемешаны. На даль нейшем участке камеры смешения происходит только выравни вание профиля скоростей потока жидкости. Чаще всего в струй ных насосах применяют цилиндрические камеры смешения, тех нологические простые в изготовлении и обеспечивающие отно сительно высокий КПД.
Для преобразования достаточно высокой скорости потока в камере смешения в давление поток направляется в диффузор.
Схема изменения давления и скорости потока жидкости в струйном насосе представлена на рис. 3.11. Эффективность пе редачи энергии потоком рабочей жидкости зависит от конст рукции основных элементов насоса, определяемой соотноше нием площадей поперечных сечений рабочего и кольцевого со пла и камеры смешения.