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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 [ 243 ] 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

ной агрегат, включается наземный силовой насос, и силовая жидкость, поступающая внутрь колонны 2, продавливает погружной агрегат до посадки и фиксации в посадочном конусе 3. Давление на силовом насосе повышается, и погружной агрегат начинает работать. При необходимости подъема погружного агрегата силовая жидкость от наземного силового насоса подается в кольцевой зазор между колоннами НКТ 1 и 2. Через отверстия 4 в посадочном конусе 3 силовая жидкость воздействует снизу на погружной агрегат (обратный клапан 6 при этом закрывается), выдавливает его из посадочного конуса 3 и поднимает до устья скважины.

Таким образом, необходимость в бригаде подземного ремонта отпадает. Очевидно, что при работе по описанной схеме, необходимо иметь дополнительное оборудование для фиксации и удержания погружного агрегата на устье скважины, а также специальное устройство для переключения подачи силовой жидкости из колонны НКТ в кольцевой зазор и наоборот.

Многообразие и сложность как наземного, так и погружного оборудования, необходимость качественной подготовки силовой жидкости (сепарация от свободного газа, удаление из нее воды и очистка от механических примесей) не способствуют широкому промышленному использованию ГПНУ для эксплуатации скважин в России, большинство основных месторождений нефти которой находится в зоне суровых климатических условий.

Расчет основных технологических параметров добывающей системы при эксплуатации ее ГПНУ принципиально ничем не отличается от такового при ее эксплуатации плунжерными насосами (установками скважинных штанговых насосов).

Известны и другие способы насосной эксплуатации скважин, например, установками вибрационных, винтовых или диафрагменных насосов, которые кратко будут рассмотрены ниже и которые подробно изучаются в курсе оборудования для добычи нефти. С технологической точки зрения расчеты основных параметров добывающей системы при эксплуатации скважин перечисленными установками не отличаются от уже рассмотренных ранее.

9.6. ВИБРАЦИОННЫЙ НАСОС ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Исследование вибрационного или звукового насоса для эксплуатации скважин показало возможность его практического приме-

нения для подъема продукции скважин, в том числе и со значительным содержанием механических примесей (песка).

В основе вибрационного насоса лежит использование энергаи чередующихся во времени удлинений и сжатий колонны насосно-компрессорных труб при действии на нее переменной возмущающей силы.

Схема вибронасосной установки приведена на рис. 9.47. Установка состоит из колонны обычных насосно-компрессорных труб 1, в муфтовых соединениях которой установлены шариковые клапаны 2. В отличие от шариковых клапанов глубинных плунжерных насосов шарики клапанов вибрационного насоса до.тжны иметь меньшую массу; поэтому они изготавливаются из легких материалов на основе алюминия, пластических материалов и т.п. Клапан - с принудительной посадкой шарика винтовой пружиной. Во избе-

Рнс. 9.47. Принципиальная схема внбронасосной установки:

1 - колонна НКТ; 2 - шариковый клапан; 3 - стопор; 4 - центратор НКТ; 5 - опорная плита; 6 - пружины; 7 - вибрационная плита; 8 - вибратор; 9 - гибкий шланг; 10 - муфта НКТ; 11 - седло шарикового клапана; 12 - шарик; 13 - пружина клапана; 14 - упор пружины клапана

жание самоотворачивания труб вследствие колебаний колонны муфты имеют специальные стопоры 3; снижение трения колонны НКТ в обсадной колонне достигается установкой центраторов 4.

На устье колонна НКТ подвешивается на вибрационной плите 7, которая через несколько винтовых пружин 6 опирается на опорную плиту 5. Жесткость пружин рассчитана таким образом, что под действием веса колонны НКТ не происходит их просадки; в то же время при работе насоса колонна НКТ может совершать вертикальные колебания с амплитудой 10-15мм.

Для сообщения колонне труб колебаний на верхнем конце ее установлен специальный вибратор 8, состоящий из двух маховиков с эксцентриками, вращающимися в противоположных направлениях. Встречное движение маховиков обеспечивается зубчатой передачей. Так как маховики вращаются навстречу друг другу, эксцентрики перемещаются вверх или вниз одновременно; в горизонтальной же плоскости один движется влево, другой - вправо, устраняя горизонтальные колебания и усиливая - вертикальные. Привод вибратора осуществляется от электродвигателя или двигателя внутреннего сгорания.

В результате работы вибратора от верхнего конца колонны НКТ распространяются упругие колебания со скоростью звука в материале труб (стали) примерно 5000 м/с, а в откачиваемой продукции - со скоростью 1000-1500 м/с. При равенстве частоты вынужденных колебаний и собственной частоты системы различные участки колонны труб то растягиваются, то сжимаются с достаточно высокой частотой. Во избежание разрушения колонны труб, необходимо соблюдение условия: напряжение от создаваемых колебаний не должно превышать предела упругости материала труб.

Насос работает следующим образом. Так как нижняя часть колонны труб пофужена в откачиваемую жидкость, а колонна во время колебания растягивается на 10-15 мм с ускорением, превьппающим ускорение свободного падения g, жидкость, приподнимая шарик, движется вверх. В следующий момент, когда колонна сжимается, шарик садится в седло, перекрывая путь движению жидкости вниз. Вследствие повторения циклов «растяжение-сжатие» жидкость поднимается до устья, где отводится в сборную емкость через гибкий шланг 9.

Так как клапаны установлены в каждом муфтовом соединении колонны НКТ (примерно через 8 м), каждый клапан подвергается давлению столба жидкости высотой 8 м, что не является большой