книги / Скважинные насосные установки для добычи нефти

3.3. СКВАЖИННЫЕ ГИДРОШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ

Гидроштанговые насосные установки также как и гидропоршневки установки относятся к разряду гидропривод­ ных насосных установок, в которых передача энергии с устья скважины к скважинному насосу выполняется через столбы жидкости в трубах. Гидроштанговая насосная установка — это объемный гидропривод скважинного прямодействующего воз­ вратно-поступательного плунжерного или поршневого насоса. Рабочий ход плунжерной группы выполняется под действием из­ быточного давления в гидроштанге, а возвратный ход — гидрав­ лическим, механическим — грузовым, пневматическим и комби­ нированным способами. В отличие от гидропоршневых насосов в конструкциях этих насосов золотниковое распределительное уст­ ройство располагается в поверхностном силовом насосном блоке.

3.3.1. Схемы скважинных гидроштанговых насосов и двигателей

Простота принципиальных схем скважинных плунжерных и поршневых насосов с передачей энергии к порш­ ню гидродвигателя посредством так называемой «гидравличес­ кой штанги» давно привлекает внимание конструкторов и изоб­ ретателей. Понятие «гидроштанга» подразумевает по аналогии со штанговой колонной СШНУ циклическую передачу энергии сжатием жидкости в колонне НКТ и в кольцевом пространстве. Столб жидкости выполняет роль штанговой колонны, но не сталь­ ной, а гидравлической. Впервые подобный принцип привода скважинного насоса был предложен в США. Некоторые схемы гидроштановых насосов приведены на рис. 3.16.

В 1946 г. был разработан отечественный гидроштанговый на­ сос, в результате испытаний которого в скважине объединения «Укрнефть» была подтверждена принципиальная работоспособ­ ность схемы насоса.

Затем Федотовым К. В., Пелевиным Л. А., Ростэ 3. А. и дру­ гими были начаты работы над схемой и конструкцией установ­ ки гидроштангового насоса типа.

Рис. 3.16. Схемы установок гидроштанговых насосов для добычи нефти:

а — БашНИПИнефть: 1 — пакер, 2 — скважинный насос, 3 — сливной клапан, 4 — скважина, 5 — насосно-компрессорные трубы, 6 — управля­ емый клапан, 7— электроконтактный манометр, 8 — силовой насос, 9 — мерник; в — ТатНИПИнефть: 1 — промысловый трубопровод, 2 — сило­ вой трубопровод, 3 — регулятор уровня, 4 — емкость с рабочей жидко­ стью, 5 — реверсивный гидропривод; 6 — силовой реверсивный насос, 7— уплотнитель, 8 — колонна полых штанг, 9 — нагнетательный клапан, 10— уплотнение, 11— поршень насоса, 12— цилиндр, 13— подпоршне­ вая полость, 14 — всасывающий клапан, 15 — насосно-компрессорные трубы, 16— нагнетательная полость, 17— канал, 18— полость колонный хруб; г — Гипротюменнефтегаз: 1 — силовой насос, 2 — шлипсовой зах­ ват, 3 — колонна труб, 4 — нагнетательный клапан, 5 — плунжер, 6 — возвратная пружина, 7 — цилиндр, 8 — всасывающий клапан

БГН-Ф. Испытания этого насоса проводились на нефтепро­ мыслах НПУ «Туймазанефть». Первые испытания ограничива­ лись проверкой работоспособности скважинного насосного агре­ гата от передвижного силового насосного агрегата. Управление

потоком рабочей жидкости производилось ручным подключени­ ем и отключением давления к гидроприводу. Скважинный насос­ ный агрегат был спущен в скважину на глубину 500 м на насосно­ компрессорных трубах диаметром 62 мм и установлен на пакер ПГН-6. К насосу был прикреплен хвостовик длиной 100 м из тех же насосно-компрессорных труб, но, как показали исследования, такая подвеска (1000 кг) расслабляла затяжку переводников ци­ линдрических втулок на кожухе насоса и втулки цилиндра смеща­ лись. Нарушилось движение плунжеров в цилиндровых втулках.

При непосредственной посадке глубинного насоса на пакер без хвостовика смещение втулок не наблюдалось. С подключе­ нием и отключением давления к гидроштанге скважинный на­ сос вступал в работу. После такой проверки работы глубинного насоса от передвижного в силового насосного агрегата в меха­ нических мастерских была изготовлена упрощенная система уп­ равления так называемая гидроэлектрическая система. В каче­ стве силового насоса был применен насос НС-1-150.

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-б. 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 м\ 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 AMГ-10, не застывающим при низких температурах.

Испытание гидроштангового насоса проводилось без гидро­ пневмоаккумулятора, а затем для выравнивания режима работы силового насоса был подключен гидропневмоаккумулятор.

С учетом КПД силового насоса = 0,85 общий КПД установки будет л = 0,6. В НПУ «Туймазанефть» в той же скважине прово­ дились испытания глубинного насоса с длиной хода поршневой группы S = Юм. 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. 3.4 приведены результаты промысловых испытаний

гидроштангового насоса в сопоставлении с данными, получен­ ными при работе станка-качалки.

Рабочее давление силового поверхностного насоса 12-Гр нахо­ дилось 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 время закачки силовой жидкости к скважинному насосу составляет 20—22 с. при подаче силовой жидкости 8,3x10 м/с. Избыток подачи насоса циркулировал в системе через байпасную линию.

Параметры работы гидроштангового насоса БГН-Ф приведе­ ны в табл. 3.5.

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 т) = 0,64. На КПД скважинного насоса резко повлияло несоответствие объема насосно-компрессорных труб объему гидравлической

штанги (V = J H 0 ‘3 M 3); при работе насоса, что обусловило большой объем деформации жидкости за счет ее сжимаемости. В пересчете на насосно-компрессорные трубы диаметром £>„„ = 40 мм ПРИ Длине хода поршней насоса S = 10 м КПД скважинного насоса может достигать г| = 0,7.

3.3.2. Схемы поверхностного оборудования скважинных гидроштанговых установок

Поверхностное оборудование УГШН включает в себя силовые насосы, золотники распределители, блоки разде­ лителей 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. 3.17) 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 к 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 / и нагнетательным 2 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 II 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 17, предохранительного клапана 18, регулятора потока 19, пневмокомпенсатора 15, электроуправляемого золот­ ника-распределителя 14, реле давления.

Рис. 3.17. Схема установки гидроштангового насоса УГШ Н-5-15-1000 разработки ГАНГ им. И. М. Губкина

1 — 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

Блок разделителей Юн 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 10 находится техническая вода. В нижних 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 17 через 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 20у 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 Тидросистеме 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