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

а J г

TZZZZZZ

Рис. 9.18. Принципиальные схемы гидропоршневых насосов одинарного (а), двойного (б) и дифференциального (в) действия:

/ - выход скважинной жидкости; 2 - выход рабочей жидкости; 3 - вход рабочей жидкости; 4 - гндродвнгатель с золотником; 5 - поршень гндродвнгателя; - шток; 7 - уплотнение штока; 8 - отверстие; 9 - поршень скважинного насоса; 10 - скважниный насос; - вход скважинной жидкости;- /2 ~ всасывающий клапан; /3 -нагнетательный клапан

поршнем через отверстие 8 сообщается с затрубным пространством скважины.

В насосе двойного действия (см. рис. 9.18, б) подача скважинной жидкости происходит при ходе поршня 9 вверх и вниз, т. е. при прочих равных условиях почти в 2 раза больше подачи насоса одинарного действия. В них, например, при ходе поршня вверх одновременно происходит всасывание в полость под поршнем и нагнетание жидкости в линию / из полости над поршнем.

Гидропоршневой насосный агрегат дифференциального типа (см. рис. 9.18, в) работает за счет перепада давления Дрд, создаваемого разностью между давлением рабочей жидкости и давлением откачиваемой жидкости. Поршень 9 насоса 10 изготовлен сквозным с расположенным в нем нагнетательным клапаном 13. Работает насос аналогично ШСН. Движение поршневой группы вниз происходит под действием силы, равной произведению Д/>д на площадь сечения штока. При этом закрывается клапан 12, открывается клапан /5 и в подъемный канал / выталкивается часть откачиваемой жидкости в объеме штока 6, входящего в цилиндр насоса 10. При крайнем нижнем положении поршневой группы посредством продольной канавки в штоке над и под золотником создается давление рабочей жидкости. Поскольку нижняя головка золотника диаметром больше верхней, то золотник под действием разности сил (произведение давления на площадь) поднимается внрх и сообщает по-356

лость над поршнем 5 двигателя с полостью выкида скважинной жидкости /. Так как под поршнем двигателя всегда давление нагнетаемой рабочей жидкости, то на поршень 5 двигателя действует сила, обусловленная перепадом Дрд, и поршневая группа начинает двигаться вверх. При этом закрывается клапан 13, открывается клапан 12, происходит нагнетание скважинной жидкости и всасывание свежей порции в цилиндр насоса.

Реализованные серийные или опытные образцы представляют собой в основном агрегаты с двигателем и насосом двойного или дифференциального действия. Наиболее простые в конструктивном исполнении ГПНА дифференциального типа, однако у агрегатов двойного действия более высокий коэффициент полезного действия и более плавный режим работы.

По типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости различают открытые и закрытые ГПНУ. В установках с закрытой схемой рабочая жидкость из гидродвигателя и откачиваемая скважинная жидкость поднимаются на поверхность по своим отдельным каналам соответственно в блок подготовки и в нефтесборный промысловый трубопровод, поэтому в скважине необходимо иметь три раздельных канала. В установках с открытой схемой рабочая жидкость, выйдя из гидродвигателя, смешивается с продукцией скважины и поднимается на поверхность по общему каналу. В этом случае необходимо иметь только два раздельных канал-а. Три канала могут быть созданы тремя рядами НКТ или двумя рядами НКТ и пакером, а два канала - двумя рядами НКТ или одним рядом НКТ и пакером.

По способу спуска ГПНА в скважину различают ГПНУ фиксированные (спускаемые на колонне НКТ) и свободные (сбрасываемые в скважину). Для монтажа свободных ГПНА в нижней части труб устанавливают герметизирующее седло, а на устье - ловитель и специальную обвязку, позволяющую изменять направления потоков в колоннах НКТ. При спуске агрегата колонны НКТ заполняют жидкостью, после чего спускают агрегат, который под- действием потока жидкости, подаваемой силовым насосом, опускается, устанавливается в герметизирую щем седле и фиксируется замком. Резиновые уплотняющие манжеты размещены на ГПНА. При подъеме создают обратный поток жидкости, под действием которого агрегат извлекается из замка и перемещается вверх к устью, где захватывается ловителем.

Сочетание рассмотренных схем может быть различным. Это обусловливает создание разных вариантов конструкций скважинного оборудования. Максимальный отбор жидкости и простота установки достигаются применением схем фиксированных или свободных ГПНА и открытых ГПНУ с использованием одного ряда труб и пакера. При открытой схеме рабочей жидкостью служит добываемая нефть. Для отделения газа, воды и

механических примесей применяют сепараторы, отстойники и иногда деэмульгаторы - ПАВ.

Подачу гидропоршневого насоса двойного действия можно записать как сумму подач при ходе вниз Vi и при ходе вверх V2, т. е. за один двойной ход

дв. x = + = FhS + (F„ -/) S = (2Fh-/) S (9.101)

или при n двойных ходов как суточную фактическую подачу

Q = 1440 {2Fu-f) Snan, (9.102)

где Fh, / - площадь поперечного сечения цилиндра насоса и штока; S - длина хода поршня; Он - коэффициент подачи насоса, учитывающий различные утечки, незаполнеиие цилиндра, влияние газа, усадку нефти и Др. Устойчивость штока на сжатие ограничивает S до 0,8 м, а инерция поршневой группы, золотника и жидкости - п до 30-60 мин". Аналогично запишем Суточный расход рабочей жидкости гидроднигателя двойного действия

(Зр=1440(2д-/)5/1ад, (9.103)

где - площадь поперечного сечения цилиндра двигателя; адкоэффициент, учитывающий утечки в зазоре между цилиндром и поршнем, в клапанах, протечки в золотниковом устройстве и муфтЪвом соединении НКТ. Взяв отношение Q к Qp, получим -

" 2F„-f Оя

Q = Qp

2д-Г Од

(9.104)

Из соотношения (9.104) следует, что, регулируя расход рабочей жидкости, можно изменять отбор скважинной продукции.

При работе ГПНА двойного действия на поршни двигателя и насоса действуют давления соответственно нагнетаемой рабочей жидкости на поршень двигателя />д, отработанной рабочей жидкости на поршень Двигателя ррв, скважинной продукции со стороны выкидной линии на поршень насоса рсв и скважинной жидкости со стороны затрубного пространства на поршень насоса Рс. Тогда условия движения поршней вверх

рЛРж-Г)-\-рсР > РрР+ Рев(/=b-/)+Qtp (9.105)

и вниз

РдРд + Рс(н-/)>>;в(/=д-/) + РсвР„ + (гтр, (9.106)

гдеQxp -сила трения в ГПНА. Из этих соотношений находим неизвестные давления рабочей жидкости на поршень двигателя при ходе вверх р\ и вниз р\. Анализ показывает, что рд и р\ различны, в результате чего происходят- упругие деформации

НКТ. Давление рабочей жидкости на выходе силового поверхностного насоса

Реи = Рд + Артр-Рст, (9.107)

где Артр - потери давления на трение при подаче рабочей жидкости; Рст-гидростатическое давление, создаваемое рабочей жидкостью в скважине. В настоящее время давление рец~ с2\ МПа, иногда его повышают до 35 МПа. Коэффициент полезного действия ГПНУ достигает 0,65. Экономическая эффективность применения ГПНУ по сравнению с насосным оборудованием других типов возрастает с увеличением глубины подвески ГПНА. Увеличение высоты подъема и подачи может быть достигнуто применением тандемов-агрегатов, у которых в одном корпусе монтируются два и более насосов, а также гидродвцга-телей, соединенных общим штоком, но работающих параллельно.

Современные ГПНУ позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебнтои до 1200 м/сут при высоком содержании в скважинной продукций воды (до 98 %), песка (до 2 %) и агрессивных компонентов. Их применение оообенн эффективно при э;ксплуатации наклонных скважин, в которыхработа штанговых насосов оказывается невозможной, а таКже при разбуривании месторождений кустами скважин, в том числе на месторождениях Западной Сибири, что позволяет обслуживать одной ГПНУ несколько ГПНА.

Для эксплуатации скважин на промыслах испытываютря гидроимпульсные, струйные насосы, установки погружных насосов с гибким валом от поверхностного двигателя, длинноходо-вые насосные установки с Ленточным тяговым органом и Др. Началось применение на отечественных промыслах не имеющих аналогов за рубежом установок диафрагменных электронасосов УЭДН, которые обеспечивают подачу 4-16 м/сут при напоре 650-1700 м.

§ 9.10. ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) позволяет реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения (см. § 1.5) одной сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения (см. § 4.1) при экономии народнохозяйственных средств.

Применение ОРЭ технико-экономически целесообразно прп наличии в разрезе многопластового месторождения отдельных продуктивных пластов, различающихся Коллекторскими свойствами (проницаемость, пористость), свойствами (вязкость,

состав) и условиями залегания (пластовое давление, газовая шапка) флюидов. При этом пласты должны быть сложены из устойчивых пород, а расстояние между ними - достаточным для создания цементного кольца, надежно предотвращающего перетоки жидкости при максимально возможных перепадах давления, и для посадки пакера. Перепад давения на I м высоты цементного кольца должен быть не более 2 МПа, а для надежной посадки пакера требуется высота не менее 3 м. Оборудование для ОРЭ должно обеспечивать надежное разобщение пластов, создание заданного забойного давления против каждого пласта, регулирование и измерение дебита из каждого пласта, а также проведение всех других технологических операций, которые осуществляют в скважинах, вскрывающих только один пласт (освоение, интенсификация продуктивности, ремонт и т. д.). Применительно к скважинам больших диаметров легче достичь выполнения всех этих требований и создать надежное оборудование. В случае эксплуатации каждого пласта по отдельному каналу в скважине (без смешения продукции) существенно усложняется необходимое оборудование, однако не вызывает затруднений проведение регулирования и исследования дебитов. При возможности смешения продукций упрощается оборудование и усложняется регулирование и исследование дебитов каждого пласта.

Различают одновременно-раздельную добычу нефти (ОРД), закачку воды (ОРЗ) и их сочетание (ОРДЗ). Одной скважиной обычно эксплуатируют только два пласта. Эксплуатация трех и более пластов затруднена и поэтому применяется крайне редко. В гл. 3 рассмотрена ОРЗ. Схемы оборудования для ОРД зависят от комбинации различных способов эксплуатации в одной скважине. Принято технологическую схему ОРД именовать названием способов эксплуатации пластов по ходу снизу вверх. Например, под схемой насос - газлифт понимаем: нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний - газлифтным.

При фонтанной эксплуатации обоих пластов можно выделить схемы оборудования с применением одной колонны, концентричных и параллельных колонн НКТ. Оборудование с применением параллельных колонн НКТ используют, когда смешение продукции пластов недопустимо. Параллельная подвеска труб предусмотрена в установке типа УФ2П для 146- и 168-мм эксплуатационных колонн (обозначения: У - установка, Ф - фонтанная, 2П -с двумя параллельными рядами НКТ). Она включает фонтанную арматуру типа АФП с параллельной подвеской НКТ (сдвоенную с двухструнными выкидами) и пакер с гидравлическим якорем (спускают на одной из колонн НКТ). Конструкция фонтанной арматуры позволяет демонтировать фонтанную елку без глушения скважины, а также проводить 360

технологические операции раздельно по каждому пласту в процессе эксплуатации и ремонта скважины.

Для фонтанной эксплуатации двух пластов используется также установка для внутрискважинного газлифта УВЛГ (см. § 8.10), при этом в дросселе вместо штуцера устанавливается заглушка. В установках УВЛГ, как и в УФ2П, осуществляется раздельная транспортировка продукции двух пластов. В установках 0РЭ-2фМ продукция двух раздельно эксплуатируемых фонтанирующих пластов смешивается в скважине и подается на поверхность по одной колонне НКТ. При использовании двух концентричных рядов НКТ устанавливают два пакера: один между обсадной колонной н внешней колонной НКТ, другой между НКТ.

Пласты эксплуатируются по отдельным каналам. Для эксплуатации трех пластов можно использовать две параллельные колонны НКТ и два пакера или три колонны НКТ и три пакера. Аналогично поступают при эксплуатации четырех и более пластов, причем пакеры применяют многотрубные. При эксплуатации многих пластов (известно до 8 пластов) применяют параллельные и концентричные трубы.

При сочетании фонтанного и любого механизированного способов возможны различные комбинации: фонтан-газлифт, фонтан-ШСН, фонтан -ЭЦН, фонтан -ГПН и наоборот. Сравнительно просто реализуется схема ШСН - фонтан, когда спускают один ряд НКТ (или два параллельных ряда) с пакером и якорем, а продукцию отбирают по НКТ и затрубному пространству (или по второму ряду НКТ). Схема фонтан -ШСН требует применения двух пакеров при отборе продукции из верхнего пласта по НКТ и из нижнего пласта по обводной трубе и затрубному пространству. В установке типа 1УФН продукция двух пластов смешивается в НКТ; в установке типа 2УНФ продукция фонтанирующего пласта подается по затрубному пространству, а эксплуатируемого насосом - по НКТ. Имеются схемы, предусматривающие использование с помощью струйного насоса избыточной энергии высоконапорного пласта или ЭЦН для интенсификации отбора из слабофонтанирующего (низконапорного) пласта.

Наиболее трудно реализовать схемы сочетания различных механизированных способов эксплуатации: насос - газлифт, ШСН -ШСН, ЭЦН -ЭЦН и т. д. Эти схемы не позволяют в достаточной мере проводить исследовательские работы по каждому пласту, затрудняют сепарацию газа. Комбинации различных типов насосов значительно усложняют оборудование. По схеме ШСН - газлифт в скважину спускают две колонны НКТ с пакером, а газ подают по затрубному пространству. Поскольку ЭЦН имеет большие габариты, то предложенные конструкции оборудования предусматривают использование одной