Эксплуатация фонтанных скважин

⇐ ПредыдущаяСтр 12 из 18Следующая ⇒

Подъём жидкости (нефти) в скважинах на поверхность осуществляется за счет энергии продуктивного пласта, то есть пластовой энергии достаточно для перемещения (продвижения) требуемого количества нефти к забоям добывающих скважин и для подъёма жидкости на поверхность.

При решении вопроса о выборе способа эксплуатации скважины следует, прежде всего, определить условия ее фонтанирования, то есть рассчитать минимальное забойное давление фонтанирования скважины. В случае, так называемого артезианского фонтанирования:

Р _з.ф.мин = ρ _ж qН_скв + Δ Р_трж + Р_у; (6.3)

при выделении и наличии свободного газа в НКТ

Р _з.ф.мин= ρ _ж q(Н_скв – Н_нас)+ ρ _см q Н_нас+ Δ Р_трж+ Δ Р_трсм+ Р_у, (6.4)

где, ρ _ж – плотность жидкости в интервале от забоя (Н_скв) до глубины Н_нас, на которой давление в скважине равно давлению насыщения нефти газом;

ρ _см – средняя плотность газожидкостной смеси в интервале от сечения с отметкой Н_нас до устья скважины; Δ Р_{тр ж} и Δ Р_{тр см} – потери давления на трение на участках движения жидкости и газожидкостной смеси;

Р_у – давление на устье скважины.

Если пластовое давление Рпл > Рз.ф. мин, скважина может фонтанировать.

К наземному оборудованию фонтанной скважины относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, для проведения различных технологических операций. Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным или пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели, штуцеры).

Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб (НКТ), герметизации пространства между ними и обсадной эксплуатационной колонной, для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонну НКТ на резьбе подвешивают к трубной головке.

Фонтанная елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации (путем установки штуцера), для установки специальных устройств (лубрикатор) для спуска скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры в скважине, для проведения некоторых технологических операций.

В качестве запорных устройств применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки.

Фонтанная арматура собирается по схемам крестового или тройникового типа (рис.6.1 и 6.2). Фонтанная арматура (трубная головка и елка) изготовляют на рабочее давление 7, 5; 12, 5; 20, 0; 35, 0; 70 и 105 МПа, диаметрами 33-102 мм и обозначают: АФК 2¹/₂” х 125 – арматура фонтанная крестового типа диаметром 63 мм(2¹/₂”) на рабочее давление 12, 5 МПа и АФТ 2¹/₂” х 125 – арматура фонтанная тройникового типа диаметром 63 мм(2¹/₂”) на рабочее давление 12, 5 МПа.

Рис. 6.1. Типовые схемы фонтанных елок:

тройниковые - схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые - схемы 5 и 6 (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец; 7 - крестовина)

Рис. 6.2. Типовые схемы фонтанной арматуры:

1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка

К подземному оборудованию относятся НКТ, которые применяются при всех способах эксплуатации скважин, их еще называют фонтанными, подъёмными или лифтовыми. При эксплуатации фонтанных скважин находят применение комплексы оборудования для предупреждения открытых фонтанов. Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапан-отсекатель, наземная станция управления.

6.4. Газлифтная эксплуатация скважин

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным.

Газлифтная (компрессорная) эксплуатация нефтяных скважин осуществляется путем закачки в скважину газа; метод эксплуатации носит название газлифтный. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим -Н_ст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

Р_пл= Н_ст· r·g , отсюда Н_ст = Р_пл /r·g. (6.5)

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:

Н_дин= Р_заб/r·g, (6.6)

При этом давление из башмака подъемной трубы

Р₁ = (L – h₀)· r·g = h_п·r·g, (6.7)

где L - длина подъемной трубы;

h₀- расстояние от устья скважины до динамического уровня;

h_п = L – h₀- глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные (рис. 6.3; 6.4).

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента - газа.

Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют так называемую полуторарядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком (рис. 6.3). Пример изменения давления при пуске и работе газлифтной скважины приведен на рис. 6.5.

Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках - от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках - для наружного ряда труб 73, 89 и 114 мм, а для внутреннего - 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 ¸ 15 мм.

Достоинства газлифтного метода:

1. простота конструкции (в скважине нет насосов);

2. расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷ 1900 т/сут);

3. возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

1. большие капитальные затраты;

2. низкий КПД;

3. повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

4. быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

Рис.6.5. График изменения давления нагнетательного агента от времени при пуске скважин

6.5. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

Прекращение фонтанирования скважин обусловливает применение других способов подъёма жидкости на поверхность, к которым относится эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ).Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16, 3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м.

Установка включает наземное и подземное оборудование. К наземному относятся станок-качалка (СК) с устьевым оборудованием, к подземному - насосно-компрессорные трубы, штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные устройства, улучшающие работу установки в осложнённых условиях (газовые и песочные якоря, штанговые скребки, центраторы и др.).

Различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы. Они обеспечивают подачу до 400 м³/сут при глубине подвески до 3500 м. Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Насос фиксируется в скважине с помощью замковой опоры, которая предварительно спускается на НКТ. Цилиндр невставного (трубного) насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном спускается и вводится в цилиндр через НКТ на насосных штангах. Подача штангового насоса зависит от площади поперечного сечения плунжера, длины хода полированного штока, числа качаний головки балансира и других факторов.

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 6.6) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Стандартом 1966 г. было предусмотрено 20 типоразмеров станков-качалок (СК) грузоподьемностью от 1, 5 до 20 т. Типовая конструкция СК представлена на рис. 6.6. Впервые в стране был начат выпуск приводов, в которых редуктор был поднят и установлен на подставке.

При создании размерного ряда учитывалась унификация узлов и элементов с той целью, чтобы свести к минимуму разнообразие быстроизнашивающихся узлов и тем самым упростить изготовление, ремонт, обслуживание и снабжение оборудования запасными элементами. Фактически в серийный выпуск пошли только 9 - моделей,

Рис. 6.6. Схема установки штангового скважинного насоса

включая 7 базовых и 2 модифицированных. Условное обозначение на примере 4СКЗ-1, 2-700 расшифровывается следующим образом:

· 4СК - станок-качалка 4 - базовой модели;

3 - допускаемая нагрузка на головку балансира 3 т;

· 1, 2 - наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1, 2 м;

700 - допускаемый крутящий крутящий момент на редукторе 700 кг · м.

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99%, с абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0, 5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0, 1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130⁰С.

Рис. 6.7. Схема станка-качалки дезаксиального типа СКДТ с редуктором на тумбе, с кривошипным уравновешиванием.

Отраслевым стандартом впервые в нашей стране (тогда СССР) был предусмотрен выпуск станков-качалок дезаксиального типа 6 размеров (рис. 6.7). Стандартом предусмотрено два вида исполнения - с установкой редуктора на раме или на тумбе. Таким образом, образуется 12 моделей приводов.

Принципиальное отличие дезаксиальных станков-качалок от ранее применявшихся у нас исключительно аксиальных в том, что дезаксиальные станки-качалки обеспечивают разное время хода штанг вверх и вниз, тогда как аксиальные - одинаковое. Поскольку разница в кинематике конструктивно обеспечивается элементарными средствами, т.е. тем или иным расположением редуктора относительно балансира и не требует специальных изменений конструкции, то станки-качалки по рассматриваемому отраслевому стандарту не отличаются от аналогичных по Госстандарту [10, 19].

Условное обозначение рассмотрим на примере СКДТ3-1, 5-710:

· СК - станок-качалка;

· Д - дезаксиальный;

· Т - редуктор установлен на тумбе;

· 3 - номинальная нагрузка на устьевой шток 3 т;

· 1, 5 - максимальная длина хода устьевого штока 1, 5 м;

· 710 - номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 710 кг · м.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 6.8, 6.9). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2, 5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ-1 – вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами (рис. 6.8).

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Рис. 6.8. Насосы скважинные вставные

1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок.

Рис. 6.9. Невставные скважинные насосы:

1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель

Условный размер насосов (по диаметру плунжера, мм) и длина хода плунжера (м) соответственно приняты в пределах:

для НСВ 29 – 57 мм и 1, 2 ÷ 6 м;

для НСН 32 – 95 мм и 0, 6 ¸ 4, 5 м.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения от станка-качалки к плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м – для нормальных условий эксплуатации. Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1, 2; 1, 5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3, 5 мм). Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО «Очерский машиностроительный завод»), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20%. Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение - полуэллипсное).

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ. Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

6.6. Эксплуатация скважин погружными установками электроцентробежных насосов

На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) (рис. 6.10).

Погружные насосы – это малогабаритные (по диаметру) центробежные, секционные, многоступенчатые насосы с приводом от электродвигателя. Обеспечивают подачу 10÷ 1300 м³/сут и более напором 450÷ 2000 м вод.ст. (до 3000 м).

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата, УЭЦН делят на три условные группы: 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 93, 103, 114 мм, предназначенные для эксплуатационных колонн соответственно не менее 121, 7; 130; 114, 3 мм.

Пример условного обозначения - УЭЦНМК5-50-1200, где У ‑ установка; Э ‑ привод от погружного электродвигателя; Ц ‑ центробежный; Н – насос; М ‑ модульный; К – коррозионно-стойкого исполнения; 5 – группа насоса; 50 ‑ подача, м³/сут; 1200 – напор, м.

Электродвигатели в установках применяются асинхронные, 3 фазные с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения ПЭД40-103 - обозначает: погружной электродвигатель, мощностью 40 кВт, диаметром 103 мм. Двигатель заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим для охлаждения и смазки.

Для погружных электродвигателей напряжение составляет 380-2300 В, сила номинального тока 24, 5÷ 86 А при частоте 50 Гц, частота вращения ротора 3000 мин ^–1, температура окружающей среды +50÷ 90⁰С.

Модуль-секция насос – центробежный многоступенчатый, секционный. Число ступеней в насосном агрегате может составлять от 220 до 400.

При откачивании пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (до 55%) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется газосепаратор, который отводит в затрубное пространство часть газа из пластовой жидкости и улучшает работу насоса.

Гидравлические характеристики погружного электроцентробежного насоса (см. рис. 6.11) «мягкая», дается заводом – изготовителем при работе насоса на воде плотностью ρ =1000 кг/м³ (количество ступеней - 100) и представляет собой зависимости: напора Н (Н=f(Q)), коэффициента полезного действия h (h = f(Q) и мощности N от подачи (N = f(Q)). При закрытой задвижке и подаче Q = 0, насос развивает максимальный напор H_max (кривая Q- Н). В этом случае КПД равен нулю. Если насос работает без подъема жидкости (Н = 0, h = 0), подача его максимальна (Q_max).

Наиболее целесообразная область работы насоса - зона максимального КПД (заштрихованная область). Значение h_max достигает 0, 5 ¸ 0, 6. Оптимальным режимом эксплуатации насоса является, когда подача Q_опт соответствует зоне от Q₁до Q₂ (от -0, 75 до + 0, 75 от максимального КПД при напоре от Н₁ до Н₂.

Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная характеристика работы пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) (H = f (Q)). Регулирование режима возможно как изменением характеристики насоса (изменением числа оборотов, изменением числа ступеней и др.), так и изменением характеристики «внешней сети» (изменением диаметра НКТ, применением штуцеров и др.).

Погружной насос, электродвигатель, гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса двигателя и гидрозащита имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Рис. 6.10. Установка погружного центробежного насоса: 1 - оборудование устья скважин; 2 - пункт подключательный выносной; 3 - трансформаторная комплексная подстанция; 4 - клапан спускной; 5 - клапан обратный; 6 - модуль-головка; 7 - кабель; 8 - модуль-секция; 9 - модуль насосный газосепаратор; 10 - модуль исходный; 11 – протектор; 12 - электродвигатель; 13 ‑ система термоманометрическая

Рис. 6.11. Гидравлическая характеристика ПЭЦН

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости и смазки сальника насоса и состоит из протектора и компенсатора.

Кабель с поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КГБК), а в пределах погружного агрегата – плоский типа (КПБП).

Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока и др.).

Станции управления (ШГС-5804 для двигателей с мощностью IV до 100 кВт, КУПНА-79 для двигателей с N больше 100 кВт). Они имеют ручное и автоматическое управление, дистанционное управление с диспетчерского пункта, работают по программе.

Имеется отсекатель манифольдного типа РОМ-1, который перекрывает выкидную линию при повышении или резком снижении давления (вследствие прорыва трубопровода).

Трансформаторы регулируют напряжение питания с учетом потерь в кабеле (25 ¸ 125 В на 1000 м).

6.7. Эксплуатация скважин винтовыми, гидропоршневыми, диафрагменными и струйными насосами

Принципиальная схема установок винтовых электронасосов (УЭВН) аналогична схеме УЭЦН. Основная отличительная особенность состоит в использовании винтового насоса и тихоходного электродвигателя. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях. Рабочий орган винтового электронасоса – однозаходный червячный винт, вращающийся в обойме. Внутренняя поверхность обоймы представляет собой двухзаходную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности в два раза больше шага винта. При размещении винта в обойме между ними образуется ряд замкнутых полостей, при вращении винта перемещающихся от приёма насоса к его выходу. Винт изготовлен из стали или титанового сплава, резиновая обойма размещена в стальном корпусе.

Установки винтовых насосов с поверхностным приводом включают винтовой насос и колонну насосных штанг в скважине, вращение которой обеспечивает работу скважинного винтового насоса. Колонну штанг вращает электродвигатель расположенный на устье скважины.

Отличительная особенность эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами - передача энергии к погружному поршневому насосу потоком жидкости, подаваемом с поверхности. Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем, объединённые в один агрегат (гидропоршневой погружной насосный агрегат). Блок подготовки рабочей жидкости и силовой насосный блок находятся на поверхности. Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом насосного блока в скважину и приводит в действие гидродвигатель. По принципу действия скважинные гидропоршневые насосы можно разделить на насосы одинарного, двойного и дифференциального действия.

Диафрагменные насосы – насосы объёмного типа. Их основной рабочий элемент – расположенная в верхней части насоса диафрагма, меняющая свое положение (вниз, вверх). При прогибании диафрагмы вниз в наддиафрагменную полость насоса через всасывающий клапан поступает скважинная жидкость; при прогибании вверх эта жидкость через нагнетательный клапан выдавливается в насосно-компрессорные трубы. Колебательные движения диафрагмы обеспечиваются с помощью погружного электродвигателя, специального поршня с пружиной и эксцентрика, размещённых в нижней части погружного агрегата (ниже диафрагмы). Диафрагменные насосы эффективны при откачке коррозионноактивной жидкости, содержащей мехпримеси. Откачиваемая жидкость не контактирует с подвижными элементами насоса, с помощью которых обеспечивается изменение положения диафрагмы.

Струйные насосы (CН), применяемые при эксплуатации добывающих скважин, состоят из трёх основных элементов – канала подвода рабочего агента с соплом, канала подвода инжектируемой (откачиваемой) жидкости, камеры смешения и диффузора. Рабочий агент (обычно жидкость, например – вода) под давлением подаётся через сопло в камеру смешения, при этом потенциальная энергия (энергия давления) агента частично преобразуется в сопле в кинетическую энергию. За счет этого в поток рабочего агента подмешивается (втягивается) откачиваемая жидкость. Рабочий агент и эта жидкость перемешиваются в камере смешения и поступают в диффузор (расширяющейся канал), в котором часть кинетической энергии смешанного потока преобразуется в потенциальную энергию. Таким образом, в струйном насосе происходит двойное преобразование гидравлической энергии без создания избыточного (дополнительного) напора на выходе для рабочего агента. Основное преимущество струйных насосов – отсутствие подвижных элементов (частей), основной недостаток – невысокий КПД. Рабочий агент нагнетается в скважину к струйному насосу с поверхности.

Рис.6.12. Принципиальная схема струйного насоса (эжектора)

I- Рабочая жидкость;

II- Инжектируемая жидкость;

III- Смесь рабочей (инжектирующей) и инжектируемой жидкостей

Рабочий агент (инжектирующая жидкость) I подается по каналу 1 в рабочее (активное) сопло 2, (рис. 6.12) размещенное внутри приемной части 4 камеры смешения 5. По каналу 3 подводится инжектируемая жидкость II. В активном сопле 2 часть потенциальной энергии рабочего агента преобразуется в кинетическую энергию струи рабочей жидкости. При вытекании струи рабочей жидкости в приемную часть камеры смешения давление в ней (между срезом рабочего сопла и началом цилиндрической части камеры) понижается, в результате часть инжектируемой жидкости подхватывается рабочей жидкостью. В камере 5 при турбулентном смешении двух потоков часть кинетической энергии рабочего агента передается инжектируемой жидкости. Этот процесс сопровождается выравниванием скоростей и давлений потоков. В диффузоре 6, куда поступает смешанный поток, часть кинетической энергии потока преобразуется в потенциальную энергию. Потенциальная энергия рабочей жидкости определяется давлением Р₁, смешанного потока на выходе из струйного насосам (СН) – давлением Р₃. Давление инжектируемой жидкости на входе в СН (Р₂) меньше давления Р₁ и Р₃.

⇐ Предыдущая 7 8 9 10 111213 14 15 16 Следующая ⇒