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

нсвг

нсвг

нсвд

Рис. 9.2. Скважинные штанговые насосы

нен1

ненг

НСНА

ным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

В верхней части плунжера насоса НСН-1 размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слира жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепле-296

ния. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрелки добиваемся того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель прн повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплением цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, т. е. цилиндр разгружен. Максимальная глубина спуска насосов НСН2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.

Вставной скважниный насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка н уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ (замковые опоры изготовляют с пружинными или малогабаритными якорями). Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Насос НСВ1 включает цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапаны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра, а нагнетательный - плунжера. Для повышения надежности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло - шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору ннжJ ним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 она составляет 2500-3000 м.

Для эксплуатации скважин при наличии осложненных условий разработаны насосы специальных типов или исполнений. При откачке жидкости с объемным содержанием песка до 0,2 % более надежен насос исполнения НСВШ, имеющий в отличие от насоса НСВ1 одинарные клапаны с седлами из твердого сплава ВК6-В. Для откачки жидкости с объемным содержанием песка более 0,2 % предназначен насос исполнения НСН2Т с использованием трубчатых штанг (откачиваемая

жидкость из плунжера поступает в полые штанги и по ним поднимается на поверхность).

Для эксплуатации скважин обводненных (более 99 %) и с значительным пескопроявлением (более 0,2 %) разработаны насосыисполнения HCBIВ и НСН2В. В них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри плунжера установлен сепаратор для отделения нефти из откачиваемой жидкости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной пары. Для откачки высоковязкой (до 300 мПа-с) жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых (верхний) является рабочим, а другой создает дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НСВД в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего цилиндра имеет еще один всасывающий клапан, что создает дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости. При ходе плунжеров вверх заполняется объем нижнего цилиндра и в кольцевом пространстве дожимается газированная жидкость. При ходе вниз часть жидкости из нижнего цилиндра перетекает в подъемные трубы, а часть заполняет кольцевое пространство. Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объемном содержании свободного газа на приеме не более 25 %, а для остальных конструкций допустимое объемное содержание свободного газа не должно превышать 10 %.

Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НК,Т, диаметр которых меньше диаметра плунжера. Это достигнуто особой его конструкцией - наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства.

Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из коротких стальных или чугунных втулок в кожухе) и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5 и 1,8 м. Наружная поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отполированы. В зависимости от содержания механических примесей в откачиваемой жидкости применяют гладкие или с кольцевыми канавками на наружной поверхности (типа «пескобрей») плунжеры. Насосы изготавливают четырех групп посадок (0; 1; 2; 3) с зазором между плунжером и цилиндром соответственно не более 0,045; 0,02-0,07; 0,07-0,12 и 0,12-0,17 мм. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Условный размер насосов (па диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НСВ - 28-55 мм и 1,2-6 м, а для НСН - 28-93 мм и 0,6-4,5 м. В целом отечественная промышленность выпускает широкого ассортимента насосное оборудование для добычи нефти в разнообразных условиях.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ - в зависимости от типа и условного размера насоса.

§ 9.2. ПОДАЧА ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ И ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА НЕЕ

Подача

Поскольку при ходе плунжера вниз штанги входят вовнутрь цилиндра насоса, то из цилиндра при этом вытесняется объем жидкости Vi = fra5, а при ходе плунжера вверх -объем 12 = = {Р-1щ)8, где площадь поперечного сечения плунжера (цилиндра) насоса; /ш-площадь поперечного сечения штанг; S -длина хода устьевого (полированного) штока, принимаемая равной длине хода плунжера 5пл. За полный (двойной) ход (вверх и вниз) устьевого штока подача насоса Vyix=Vi+V2 - =fmS + (F--fm)SFS. При п ходов (качаний головки балансира) в минуту минутная подача Умчн = Р8п. Умножая на число минут в сутках, получаем теоретическую подачу насоса

Q,= I440fSn. (9.1)

Однако действительная (фактическая) подача Q насоса, измеренная на поверхности, как правило, меньше Qt. Отношение действительной подачи к теоретической называют коэффициентом подачи штангового насоса an=Q/QT, тогда действительная подача

Q = 1440f Sna„.

(9.2)

Коэффициент подачи сп может изменяться от О до 1. В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т. е. в частично фонтанирующих через насос скважинах, ап>1. Работа насоса считается нормальной, если ап=0,6-0,8. На величину а„ и, как следствие, на Q влияет много факторов: деформация штанг и труб, усадка жидкости, степень наполнения насоса жидкостью и утечки жидкости. Характеризуя влияние этих факторов соответствующими коэффициентами и учитывая независимость их совместного действия, можно записать:

(9.3)

Влияние деформаций штанг и труб

Длинные колонны штанг и труб при сообщении колонне штанг возвратно-поступательного движения в процессе работы установки ведут себя как упругие стержни. За счет упругих деформаций штанг и труб уменьшается длина хода плунжера 5пл по сравнению с длиной хода устьевого штока 5, что непосредственно влияет на подачу. Тогда можно записать выражение коэффициента, характеризующего влияние деформаций штанг и груб

ад = 5пл/5. (9.4)

Величина S задается при проектировании эйсплуатации скважины ШСНУ. Для расчета 5пл необходимо определение нагрузок, вызывающих деформации. Эти вопросы рассмотрены отдельно.

Влияние усадки жидкости

Цилиндр насоса заполняется жидкостью (нефтью и водой) при температуре Гвсц и давлении всасывания рвсц (на приеме насоса). При этих условиях подача составляет Q (рвсц). На поверхности жидкость дегазируется и охлаждается, ее объем уменьшается, т. е. происходит усадка жидкости. Фактически подача равна Q. Тогда коэффициент, учитывающий усадку жидкости, можно записать

ayc = Q/Q(pBc,)-=l/&, (9.5)

где b - объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и при поверхностных условиях. Для водонефтяной смеси записываем, пренебрегая относительным движением фаз,

С(Рвсц) Qн(Pвcц) + Qъ(Pвcц) qh&h-fQB&b Q Qh -f Qb Qh + Qb

= Ь„(1-Пв)--ЬвПв, (9.6)

где Qh (Рвсц), Qb (Pbcц) - расходы нефти и воды при условиях всасывания; Qh, Qb - дебит (подача) нефти и воды прн поверхностных условиях; Ьн, Ьв - объемные коэффициенты нефтн и воды прн условиях всасывания; nB = QB/(QH + QB) - обводненность продукции (доля воды).

Влияние степени наполнения насоса жидкостью

Степень наполнения насоса жидкостью зависит от содержания свободного газа в ней. Его влияние на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

a„ = V»(pBca)/Vs, (9.7)

где Уш(Рвсц)-объем жидкости, поступившей из скважины в цилиндр насоса при давлении в нем на протяжении хода всасывания рвсц; Vs- объем цилиндра, описываемый плунжером при всасывании.

Сложность фазовых переходов и сегрегации фаз обусловила получение исследователями разных формул для расчета Он. М. М. Глоговский и И. И. Дунюшкин предложили расчетные формулы для определения вероятного среднего значения коэффициента наполнения. В нефтепромысловой практике коэффициент наполнения насоса обычно принимают по А. С. Вирнов-скому:

«н

1 + KBfR l + R

(9.8)

где «;bp=Vbp/Vs -коэффициент, характеризующий долю вредного пространства Увр; Увр -объем цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении (между всасывающим и нагнетательным клапанами), в котором к концу хода плунжера вниз остается газ в сжатом и растворенном состояниях; R = = Уг/Уж - газовое число; Уг - объем свободного газа при давлении рвсц. Если пренебречь вредным пространством (Квр = 0), то получим верхнюю границу коэффициента наполнения. Понятно, что прн отсутствии свободного газа {R=0) коэффицнент наполнения ан=1. Срыв подачи насоса (ан=0) наступает при R=IIKbp.

Влияние утечек жидкости

Действительная подача установки равна Q. Так как в процессе ее работы возможны разного рода утечки с расходом qyr, то предполагаемая подача составляет Q=Q + qji. Отсюда коэффициент, характеризующий влияние утечек жидкости, можно записать

а Q Я Q-fgyr -?ут j

Q Q + qyr Q+Яут

Q+<7yT

(9.9)

Если бы утечки отсутствовали (7ут = 0), то Оут был бы равен единице. При аут=1 по уравнению (9.2) с учетом формулы (9.3) предполагаемая подача

тогда

Q = Сдаусан, аух= 1 -

(9.10) (9.11)

Qтaдaycaн

В процессе работы установки возможны утечки жидкости через зазор между цилиндром и плунжером насоса (плунжерная