Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 [ 58 ] 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

PJ.fi

Рис. 9.15. Графическое определение глубины подвески ЭЦН

5. Указанные кривые целесообразно дополнить кривой распределения температуры Г (г) от забойной температуры Та до устьевой температуры (кривые 4 к 4). Расчет можно выполнить либо с использованием естественной геотермы, либо с учетом движения жидкости. На глубине подвески ЭЦН отмечается скачок температуры AT, Который обусловлен тепловой энергией, выделяемой электродвигателем и насосом (формула И. Т. Мищенко): A7=320Q-88, где расход Q принят в мсут.

6. Тогда с учетом (z) и допустимой рабочей температуры насоса окончательно выбираем глубину L, которой соответствует Рпр.

7. Разность давлений между кривыми 1 к 3 при z=L определяет перепад давления, который должен развивать насос Др». Тогда требуемый напор насоса Я=Др„/(рср).

8. Имея Я, Qcp, выбираем типоразмер ЭЦН (аналогично предыдущему) с учетом диаметра эксплуатационной колонны.

9. Вычисляем энергетические показатели (мощность и др.).

10. При необходимости задаемся другими значениями d, L и на основе экономических показателей выбираем наиболее выгодный вариант.

Исследование скважин, оборудованных УЭЦН

Исследование можно осуществить при установившихся и неустановившихся режимах. Для построения индикаторной линии необходимо иметь дебит Q, пластовое рпл и забойное рэ давления. Дебит и пластовое давление измеряют, как и при рассмотренных выше способах эксплуатации. Затруднения возникают при определении рэ.

В БашНИПИнефти разработан способ спуска глубинных приборов на проволоке по колонне НКТ через специальное устройство мимо погружного агрегата на забой скважины. Устройство смещает оси НКТ и погружного агрегата, чем обеспечивается возможность выхода прибора из НКТ в затрубное пространство. Подъемные трубы герметизируются от затрубного пространства клапанным узлом, через который проходит проволока с подвешенным на ней прибором. Ввиду сложности работ способ не нашел применения.

Обычно забойное ДаНЛейНе )ассчй*Ыва{от По Давлению М приеме насоса рпр или по определяемому с помощью эхолота уровню жидкости в затрубном пространстве.

Для непосредственного измерения рпр в НКТ несколько выше ЭЦН предварительно устанавливают специальное запорное приспособление (устройство) с уплотнительным седлом, называемое суфлером. Скважинный манометр оборудуют специальным наконечником. При посадке через НКТ манометра в седло заглушка сдвигается и открывает отверстия, связывающие манометр с затрубным пространством скважины.

Менее точно давление рпр можно рассчитать по давлению на выкиде насоса рвык, измеряемому скважинным манометром, спущенным в НКТ, и паспортному напору Но, развиваемому насосом при закрытой выкидной (маннфольдной) задвижке. Если устьевое давление рг стабилизировалось, то Рпр=Рвык-Рнас, где pnacHopcpg - давление, создаваемое насосом при нулевой подаче. Считается, что продолжительностью времени стабилизации р2 и изменением уровня можно пренебречь.

Наиболее простой и наименее точный метод определения коэффициента продуктивности основан на измерениях давления на устье при двух режимах работы (подачах насоса Q, Q"). Режим работы изменяют дросселированием потока на устье (прикрытием задвижки). На каждом режиме после его.стабилизации закрывают манифольдную задвижку и измеряют давление на устье (рг, р"2). Тогда коэффициент продуктивности

Ko = {Q-Q")IAp, (9.98)

где Лр= (р"2-р2)+ЙГ (р"см-рсм); рсм, р"см -средняя плотность смеси в НКТ при соответствующих режимах. Если дополнительно допустить, что рсмр"см, ТО

A:o = (Q-Q")/(№-№). (9.99)

Этот метод может применяться для качественного выявления причин снижения дебита - ухудшения свойств призабойной зоны, износа насоса. Если дебит снизился при понижении динамического уровня, то образовалась забойная пробка или ухудшились свойства призабойной зоны. При отсутствии.понижения динамического уровня причиной снижения дебита служит газ, поступающий в значительном количестве в насос. При этом обычно повышается давление в затрубном пространстве или возрастает подача после остановки.

В БашНИПИнефти предложена методика исследования работы насоса и скважины в три этапа: сначала исследуют работу ЭЦН на многофазной смеси, поступающей из пласта, а затем По замкнутой системе «ЭЦН - подъемные трубы - затрубное пространство - ЭЦН» последовательно на воде и дегазирован-

Нои нефти. Это позволяет дополнительно выявить влияние технического состояния, вязкости перекачиваемой среды и газа на работу насоса.

. Кривую восстановления забойного давления можно снять при спуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уверенным в герметичности обратного клапана и посадки манометра в суфлере. Индикаторную линию и кривую восстановления давления обрабатывают обычными способами. Точность исследования существенно можно повысить использованием специального скважинного датчика давления, а в качестве канала связи - кабеля.

Особенности эксплуатации скважин погружными винтовыми электронасосами

Принципиальная схема установок винтовых электронасосов (УЭВН), которые впервые, разработаны в СССР, аналогична схеме УЭЦН. Основная отличительная особенность состоит в использовании винтового насоса и тихоходного электродвигателя. Тихоходность (частота вращения 1500 мин-) по сравнению с частотой вращения (-2820 мин->) электродвигателя, используемого в УЭЦН, достигается соответствующими соединениями и укладкой статорной обмотки.

В настоящее время разработаны установки типа УЭВНТ 5А на подачу 16-200 м/сут при напоре 1200-900 м, где Т означает тихоходный. Их подача меньше зависит от напора. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях (до 6- 10-4 jj2/c) и расходном газосодержании на приеме до 0,5. Область применения их ограничена температурой до 30-70 °С. Вследствие теплового расширения это определяет различный натяг или зазор - посадку винта в обойме. Слабым звеном пока является резиновая обойма.

Рабочий орган винтового электронасоса (ЭВН) - одноза-ходный червячный винт /, вращающийся в обойме 2, сечение которых показано на рис. 9.16. Внутренняя поверхность обоймы представляет собой двухзаходную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности 7вп в 2 раза больше шага винта t, т. е. 7вп = 2в. Винт изготовлен из стали или титанового сплава; обойма резиновая в стальном корпусе.

Обойма неподвижна. Поперечные сечения обоймы в любом месте одинаковы, но повернуты относительно друг друга вокруг оси обоймы (центр О] окружности 3). Через расстояние вдоль оси, равное Гвп, эти сечения совпадают. Любое поперечное сечение винта есть круг диаметром D. Центры О2 этих кругов лежат на винтовой линии, проекция которой на рис. 9.16 показана окружностью 4 с центром О3. Ось винтовой линии (соответствую-352

Рис. 9.16. Сечение винта и обоймы насоса

щая центру Оз) служит осью вращения всего винта. Расстояние, на которое центр поперечного сечения (круг) винта отстоит от его оси, называют эксцентриситетом е.

Во время работы насоса винт совершает сложное движение. Винт вращается вокруг своей оси, т. е. каждое поперечное сечение винта (круг) вращается вокруг своего центра О2. Одновременно ось винта (ось винтовой линии) совершает планетарное движение в обратном направлении (вращаегся по окружности 5 диаметром d=2e с центром Oi). Картина движения винта становится понятной, если представить себе неподвижное зубчатое колесо с внутренним зацеплением по окружности 6 диаметром D=4e, по которому катится шестерня (окружность 4 диаметром d=2e), причем сама шестерня вокруг своей оси катится в обратном направлении.

При таком движении винта для сечения насоса, показанного на рис. 9.16, за один оборот сечение винта переместится из крайнего нижнего положения в крайнее верхнее и возвратится назад, а точка А на контуре сечения винта будет вращаться вокруг центра О2 и касаться поверхности обоймы. Сечение внутренней полости обоймы можно представить двумя раздвинутыми друг от друга на расстояние D = 4e полуокружностями диаметром D и двумя общими касательными. Тогда площадь сечения 7, занятого откачиваемой жидкостью, при любом положении сечения винта равна 4eD. Винт и обойма по своей длине образуют ряд последовательных замкнутых полостей, так как гребень спирали винта по всей длине находится в непрерывном соприкосновении с обоймой. Эти полости при вращении винта передвигаются от приема насоса к его выкиду. Поскольку при вращении винт в осевом направлении не движется, то жидкость будет

12 в. с. Бойко

Рис. 9.17. Схема скважиииого винтового электронасоса: / - предохранительный клапан; 2 -фильтровые сетки; 3 -обойма верхнего насоса; 4 - рабочий винт верхнего насоса; 5 - шарнирные муфты; 6 -обойма нижнего насоса; 7 - рабочий винт нижнего насоса; в-вал; Э -пусковая муфта; /О - протектор

перемещаться вдоль оси на расстояние одного шага при повороте винта на один оборот, Тогда теоретическая подача за один оборот теор = 4е1)7вп, минутная теоретическая подача 9„„„ = 4еД7впП и суточная фактическая подача

Q= 1440-4еДТвпПап = 5760еДТвппап, (9.100)

где п - частота вращения вала, мин"; Оп - коэффициент подачи (объемный коэффициент полезного действия) насоса (ап=0,7-0,9).

Коэффициент Он учитывает утечки через линию соприкосновения гребня спирали винта с внутренней поверхностью обоймы, наличие газа в смеси, усадку жидкости. По принципу действия винтовой насос аналогичен объемному, а по способу сообщения энергии жидкости - ротационному.

Конструкция скважинного винтового насоса предусматривает использование двух уравновешенных винтов с правым и левым направлением спирали (рис. 9.17). Осевые усилия от винтов приложены к эксцентриковой соединительной муфте, расположенной между ними, и взаимно компенсируются. Привод винтов осуществляется от расположенного в нижней части электродвигателя через протектор, эксцентриковую пусковую муфту и вал. Эксцентриковые муфты обеспечивают необходимое вращение винтов. Пусковая муфта осуществляет пуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя, отключает насос при аварийном выходе его из строя, предотвращает движение винта в противоположную сторону при обесточивании двигателя или неправильном подключении кабеля.

Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровые приемные сетки, расположенные в верху верхнего и в низу нижнего винтов. Жидкость выходит через пространство между винтами, а дальше - по кольцу между корпусом обоймы верхнего винта и кожухом насоса к многофункциональному предохранительному клапану поршеньково-золотникового типа. Обойдя по сверлению предохранительный клапан, жидкость проходит в шламовую трубку и попадает в НКТ.

Предохранительный клапан пропускает жидкость в НКТ при спуске насоса в скважину и из НКТ при подъеме, а также перепускает жидкость из НКТ в затрубное пространство при оста-

новках насоса, недостаточном притоке из пласта, содержании в жидкости большого количества газа, повышении устьевого давления выше регламентированного значения (объемный насос не может работать при закрытом выкиде). Шламовая труба представляет собой заглушённый сверху патрубок с боковыми отверстиями. Они предохраняют насос от попадания в него механических твердых частиц с поверхности и из откачиваемой жидкости при остановках. Шлам собирается между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы. Подбор насосов аналогичен подбору ЭЦН.

§ 9.9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ГИДРОПОРШНЕВЫМИ НАСОСАМИ

Отличительная особенность этого способа эксплуатации - передача энергии к погружному поршневому насосу потоком жидкости.

Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем, объединенные в один агрегат - гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА), а также НКТ, блок подготовки рабочей жидкости и силовой насосный блок. ГПНА по принципу действия скважинного гидропоршневого насоса (ГПН) можно разделить на три группы соответственно с насосами одинарного, двойного и дифференциального действия (рис. 9.18). Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом насосного блока по каналу 3 в гидродвигателъ 4. Золотник, совмещенный с гидродвигателем, переводит подачу рабочей жидкости под высоким давлением поочередно в полости над и под поршнем 5 гидродвигателя и соответственно выход отработанной жидкости в канал 2 из полостей под и над поршнем, в результате чего поршень гидродвигателя совершает возвратно-поступательное движение вверх и вниз. Конструктивно золотник выполнен в виде фасонной втулки, которая перемещается в своем цилиндре с подводящими и отводящими каналами и управляется штоком 6 поршня гидродвигателя. С поршнем 5 гидродвигателя шток 6 жестко связывает поршень 9 скважинного насоса 10, который также совершает возвратно-поступательное движение.

В насосе одинарного действия (см. рис. 9.18, а) при ходе поршня 9 вверх нагнетательный клапан 13 закрыт, так как на него действует значительно большее давление со стороны линии 1 выхода скважинной жидкости. При ходе поршня 9 вниз закрывается всасывающий клапан 12 и открывается нагнетательный клапан 13, жидкость из цилиндра насоса 10 вытесняется в линию / выхода скважинной жидкости. Полость над