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

тационной колонной, диаметр которой соответствует диаметру НКТ (88,9 мм или предпочтительнее даже 73 мм). Это позволяет спускать в одну скважину несколько эксплуатационных колонн соответствующего диаметра, каждая из которых предназначена для эксплуатации одного или нескольких пластов. Конструкция скважин с использованием труб минимального диаметра рассматривается с точки зреНия раздельной эксплуатации только в том смысле, что колонны малого диаметра.

Рис. 4.1-81. Конструкция забоя скважин, приспособленных для эксплуатации скважин малого диаметра штанговыми насосами

независимые друг от друга, спускаются и обсаживаются в одной скважине. В обзоре (Кросби, 1969) подтверждается, что механизированная добыча из скважин малого диаметра обходится дешевле на 21% по сравнению с добычей с использованием нормальной скважины; 9% от 21% относят за счет применения меньшего числа дешевых труб и негромоздкого устьевого оборудования.

На рис. 4.1-81 приведены конструкции скважин малого диаметра по Кросби (1969 г.) и Корли и Райку (1959 г.). На этом рисунке (позиция а) показан штанговый насос, прикрепленный к обсадной колонне. Максимальный диаметр насоса 2, спускаемого в колонну / диаметром 73 мм, составляет 50,8 мм. Диаметр колонны штанг 3 не ограничивается. Возможности подъема жидкости сравнительно большие. Такая конструкция имеет тот недостаток, что может применяться только при довольно низких газовых факторах, чтобы колонна не была подвержена коррозии или эрозии. Также в этом случае следует применять специальные муфты для штанг для предотвращения износа колонны. На рис. 4.1-81,6 и в показаны полые колонны штанг диаметрами 31,75 мм. Обе эти конструкции по сравнению с приведенной на рис. 4.1-81, а имеют то преимущество, что обеспечивают раздельный отвод газа и соответственно лучшее наполнение насоса. В конструкции, изображенной на рис. 4.1-81,6, используется телескопический насос 7. Он удерживается при помощи якоря 2, который не герметизирует затрубное пространство. Жидкость поднимается по полым штангам <?, а газ - по затрубному

пространству 4 между обсадной колонной и колонной полых штанг. В конструкции, изображенной на рис. 4.1-81,6, использован специальный насос /, закрепляемый якорем-пакером 2, который разобщает затрубное пространство. В этом случае газ поступает в полые штанги и далее отводится по ним до устья скважины, а жидкость поднимается по затрубному пространству. Преимущество этой компоновки состоит в том, что жидкость движется по кольцевому пространству с меньшим гидравлическим сопротивлением. В этих конструкциях использованы насосы с меньшей по сравнению с первой подачей. Кроме того, трение подвески штанг об обсадную колонну в этих конструкциях может вызвать значительный их износ. На рис. 4.1-81, г показано оборудование обычной скважины. В эксплуатационную колонну спускают НКТ 2 диаметром 31,75 или 38,1 мм. Колонна штанг имеет диаметр 12,7 или 15,9 мм. Максимальный диаметр насоса равен 31,75 мм. Подача насоса при такой компоновке сравнительно небольшая, а оборудование скважины дорогое. К преимуществу такой конструкции следует отнести возможность отделения газа в скважине, а также исключение трения подвески штанг об обсадную колонну. Насосно-компрессорные трубы крепятся к эксплуатационной колонне при помощи якоря 5.

4.1.4. БЕСШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ

Все виды штанговых насосов имеют тот общий недостаток, что штанги удлиняются и сокращаются от изменения нагрузки жидкости, и поэтому уменьшается длина хода плунжера с глубиной. В результате этого подача штанговых насосов значительно снижается при больших глубинах. Глубина спуска насоса даже ограничивается максимально допустимыми напряжениями штанги. Как показано на рис. 4.1-74, максимальная глубина спуска глубинных штанговых насосов, применяемых в настоящее время, находится в пределах 3000 м, а максимальная экономически оправданная подача насоса при этой глубине составляет примерно 80 м/сут.

В бесштанговых насосах не только сам насос находится на забое, но в большинстве случаев и его привод. Подача таких насосов в меньшей степени зависит от глубины, чем подача штанговых насосов.

Некоторые типы насосов можно спускать на большие глубины. Отсутствие колонны штанг исключает износ НКТ, и бесштанговые насосы имеют определенные преимущества при эксплуатации наклонных скважин.

а) Гидропоршневые насосы

Общей характерной чертой гидропоршневых насосов является то, что насосная установка, закрепленная в башмаке насосно-компрессорных труб, представляет собой гидропривод, поршень которого совершает возвратно-поступательные движения по вертикали. К другому концу штока поршня жестко присоединяется один или два плунжера.

* Здесь под поршнем понимается поршень привода, а под плунжером - поршень насоса.

Поршень перемещается под действием рабочей жидкости, поступающей с поверхности по отдельному трубопроводу. Давление рабочей жидкости, развиваемое насосом, расположенным на поверхности, при установке одного плунжера определяется по формуле

р = 17ж#+Ртр+Рк.р. (4.1-70)

где Зал - площадь поперечного сечения плунжера: Snop - то же, поршня; Ртр - потери давления на трение во всех трубах.

Необходимый объем рабочей жидкости для привода насоса

Чш.р Sns, • >

где т) - общий коэффициент полезного действия всей гидропоршневой установки (в среднем равен 0,65); - дебит жидкости.

Если диаметр поршня больше диаметра плунжера, то 5пор/5пл>1, тогда, во-первых, по формуле (4.1.70) при меньшем давлении рабочей жидкости р можно получить желаемый дебит при данной глубине скважины Z и, во-вторых, объем подачи рабочей жидкости ж- р, определяемый по уравнению (4.1-71), должен превысить дебит скважины (/»,. Это справедливо для глубоких скважин, эксплуатирующих малопродуктивные пласты. Если 5пор/5пл<1, то требуется поддерживать более высокие давления для подъема жидкости из той же глубины. При этом расход рабочей жидкости будет меньше, чем дебит скважины. Такое условие предпочтительнее для высокопродуктивных скважин меньшей глубины.

Общий к.п.д. насосной установки значительно снижается из-за гидравлических потерь на трение, которые можно подразделить на две группы: потери на трение и утечка. Потери на трение складываются из трения между механическими частями и трения жидкости в потоке. При подборе насоса, спускаемого в скважину, необходимо заранее знать потери на трение как рабочей жидкости, так и продукции скважины. Расчеты этих величин затруднены тем, что температуры обеих жидкостей зависят как от глубины скважины, так и от продолжительности работы и объема извлекаемой продукции. При температурах, близких к температуре в скважине, обе жидкости (рабочую и продукцию скважин) необходимо рассматривать как ньютоновские. При расчетах обычно используют упрощенные формулы, диаграммы и номограммы (Коберли, 1961).

(а.1) Гидр о поршневые насосы двойного действия. Гидропоршневой насос двойного действия - первоначальный тип бесштанговых плунжерных насосов. Насосы двойного действия фирмы Ко-бэ в промышленных масштабах начали применять в 1932 г. (Коберли, 1961). Принцип действия стандартного глубинного насоса фирмы Кобэ (рис. 4.1-82) следующий. Поршень / под воздействием рабочей жидкости, поступающей по трубе 2, движется вниз. В конце перемещения поршня клапан привода 3 поднимается, в результате чего рабочая жидкость воздействует на поршень снизу. Отработанная жидкость из за-

23-54 6 3 45