Эксплуатация нефтяных скважин. Учебное пособие. Курс лекций

1. Рабочая жидкость под давлением силового поверхностного насоса подается к соплу струйного насоса через затрубное про­странство, а смешанный поток поднимается на поверхность по ко­лонне НКТ.

На рис. 15.3 представлены компоновки погружного оборудова­ния при опрессовке пакера сверху (рис. 15.3 а) и снизу (рис. 15.3 б). В посадочном конусе 4 корпуса насоса 2 помещено спускаемое опрессовочное устройство, включающее в себя сердечник 15 и подъемный узел 14. На поверхности сердечника имеются два уплотнительных элемента 20 и кольцевая проточка 18, которая с помощью радиальных отверстий 19 сообщается с центральным каналом 17 сердечника. Подъемный узел 14 имеет осевой канал 12, фильтр 11, ловильную головку 10, съемный центратор 13 и крепит­ся к сердечнику 15 разъемным соединением, в котором размещена съемная заглушка 16, разобщающая каналы 12 и 17.

При опрессовке пакера снизу опрессовочное давление подается в колонну НКТ (рис. 15.3 б).

Технология запуска скважинной насосной установки следую­щая. В скважину на колонне НКТ спускается погружное оборудо­вание, представленное на рис. 15.2, и определяется приемистость скважины закачкой жидкости в затрубное пространство. Опускают в корпус струйного насоса опрессовочное устройство с заглушён- ным центральным каналом (см. рис. 15.3 а), создают давление опрессовки в полости НКТ и выдерживают его в течение 30 мин. Снижают давление и производят посадку пакера в колонне.

Начиная с этого момента, порядок операций по опрессовке па­кера зависит от определенной ранее продуктивности (приемисто­сти) скважины. Для скважин с хорошей продуктивностью порядок опрессовки следующий: в НКТ создают давление фиксации опрес­совочного устройства, величина которого определяется из условия:

Р

где Р

, Р

ны, давление фиксации опрессовочного устройства и НКТ.

Дальнейшие операции по запуску насосной установки и сква­жины заключается в следующем. Производят замену жидкости глушения на рабочий агент. В корпусе струйного насоса устанавли­вают вставную часть насоса (рис. 15.4) и подают по НКТ рабочий агент к струйному насосу, который, истекая из сопла 16, создает пониженное давление в приемной камере 17, и продукция скважи­ны (инжектируемый поток) из подпакерного пространства через каналы 5 и отверстия поступает к струе рабочего агента. Далее ра­бочий агент и инжектируемая продукция скважины смешиваются в камере смешения 19, через диффузор 6 смешанный поток посту­пает в затрубное пространство и затем – на поверхность.

Тандемная установка работает следующим образом. Продукция скважины, откачиваемая погружным центробежным насосом, пода­ется к соплу 4 струйного насоса, в котором скорость потока возрас­тает. Истекающая из сопла струя попадает в приемную камеру 5, понижая в ней давление. При этом обратный клапан 6 открывается и часть продукции скважины (жидкость и отсепарированный на входе в насос свободный газ) поступает в приемную камеру. В ка­мере 7 происходит смешение силовой жидкости (продукции сква­жины!) с инжектируемой из затрубного пространства смесью; здесь формируется мелкодисперсная газожидкостная смесь, которая, пройдя диффузор 8, попадает в колонну НКТ 3 и далее поднимается на поверхность.

– упрощение конструкции установки со струйным насосом, по­вышение надежности ее работы и снижение металлоемкости (ис­ключается вариант двухрядного подъемника или отпадает необхо­димость специальной подготовки рабочей жидкости и обслужива­ния всего поверхностного оборудования СНУ);

Практика широкомасштабного промышленного применения тандемных установок «ЭЦН-СН» вскрыла еще одно чрезвычайно важное их преимущество перед всеми известными установками для добычи нефти: возможность вызова притока, освоения и вывода на проектный режим работы скважин любых категорий сложности, которые не могут быть освоены известными способами за разумное время, т. е. при допустимой стоимости процесса освоения.

Теория расчета тандемных установок достаточно сложна и приводится в специальной литературе.

Как уже отмечалось, одним из основных факторов, снижающих эффективную работу ЭЦН, является свободный газ в откачиваемой жидкости (на входе в насос). Устранение его влияния связано с уве­личением глубины погружения приема ЭЦН, т. е. с увеличением давления на приеме ЭЦН. Этот метод является достаточно простым, но в ряде случаев не может быть применен, например, тогда, когда забойное давление ниже давления насыщения. Кроме того, увели­чение глубины спуска УЭЦН приводит к снижению КПД установки за счет роста электрических потерь в кабеле и гидравлических по­терь в НКТ. Нетрудно получить условие по глубине спуска ЭЦН, при котором повышение КПД установки за счет ликвидации вред­ного влияния свободного газа компенсируется его снижением за счет роста гидравлических и электрических потерь, т. е. нулевой технологический эффект; но при котором возрастают капитальные затраты (НКТ, кабель), длительность и стоимость подземного ре­монта, т. е. отрицательный экономический эффект. Поэтому наибо­лее предпочтительным является такое решение, при котором сни­жение вредоносного влияния свободного газа не приводило бы к снижению КПД установки за счет роста потерь энергии, связанных с глубиной спуска установки. К такому решению относится создание газосепаратора к погружным центробежным электронасосам.

В течение последних 50 лет работы по созданию эффективного газосепаратора к УЭЦН велись в различных странах, но особенно крупные исследования выполнены в СССР (России), в результате которых создана гамма газосепараторов, отвечающих самым жест­ким требованиям нефтепромысловой практики.