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

погружается в поступившую в цилиндр жидкость. Единственное различие состоит в том, что в этом случае плунжер приводится в действие гидроприводом, установленным выше насоса, а в случае штангового насоса - при помоши колонны штанг, приводимых в движение с поверхности. Насосы одинарного действия были разработаны вместо ко-роткоходовых насосов двойного действия, у которых низок объем наполнения цилиндра даже при добыче продукции, содержащей сравни-

Рис. 4.1-88. Изменение давления рабочей жидкости на устье скважины (Вудз, 1961)

Рис. 4.1-87. Гидропоршневой насос одинарного действия фирмы Байрон-Джексон

тельно небольшое количество газа. Насосы одинарного действия по конструкции проще насосов двойного действия и соответственно менее чувствительны к содержанию песка в продукции. Длина хода и диаметр плунжера в насосах одинарного действия обычно имеют большие значения, но число ходов меньше, чем у насосов двойного действия. Рабочие характеристики обоих типов насосов изменяются в довольно широких пределах: диаметры плунжера пл 50,8 мм; длины хода s = 0,4- 1,7 м и число ходов плунжера от 6 до 30 мин.

На рис. 4.1-87 показан насос одинарного действия типа Хайдрэлифт фирмы Байрон -Джексон. При движении вниз нагнетательный клапан 2 плунжера / открыт, а всасывающий клапан 3 закрыт. Клапан-реверс 5 в поршне 4 открыт, таким образом рабочая жидкость под давлением может воздействовать на поршень сверху также через трубку 6 и отверстие 7. Так как площадь верхней части поршня больше площади нижней части, равнодействующая сила, действующая на поршень, направлена вниз. Характер движения плунжера будет соответствовать движению поршня. По достижении нижнего положения клапан-реверс 5 также перемещается в нижнее положение (см. рис. 4.1-87,6). Под дав-

лением рабочей жидкости поршень начнет подниматься. Рабочая жидкость над поршнем поступает в отверстие 8 над плунжером, откуда после смешения с продукцией скважины поступает в НКТ 9. При перемещении плунжер вверх всасывающий клапан открыт, а нагнетательный клапан закрыт.

Насосы типа Хайдрэлифт так же, как и насосы фирмы Кобэ, можно спускать на трубах или сбрасывать (см. рис. 4.1-84, с). Номинальные диаметры насосов находятся в пределах от 50,8 до 139,7 мм, длина хода 1,53 м; подача - от 24 до 2400 м/сут; максимальная глубина спуска в скважину - 4600 м.

Исследование работы гидропоршневого насоса одинарного действия осуществляется с помощью гидравлического динамометра, записывающего изменение давления рабочей жидкости около устья скважины (Вудз, 1961). Изменения давления позволяют, прежде всего, определить время перемещения плунжера вверх (2 на рис. 4.1-88) и вниз (позиция /), а также выявить характер притока жидкости на забой. В гидравлическом динамометре (рис. 4.1-89) обе стороны поршня /

Рис. 4.1-89. Гидравлический динамометр (Вудз, 1961)

Рис. 4.1-90. Компоновка гидропоршневых насосов для подъема жидкости из нескольких горизонтов

находятся под всздействием одинакового давления жидкости. Таким образом при любом давлении поршень может быть установлен посредине цилиндра 2. В камере 3 содержится азот под давлением, уравновешивающий давление рабочей жидкости. Изменения давления влияют на изменение объема азота. Если давление в системе возрастет, поршень будет перемещаться вниз, а при снижении давления перемещаться вверх. Соответственно будет изменяться сила, передаваемая штоком 4 поршня на калиброванное кольцо 5. Деформация кольца, пропорцио-

Бальная воздействующей на него силе, усиливается и записывается сервомеханизмом 6.

а.З) Раздельный подъем жидкости из нескольких горизонтов. На рис. 4.1-90, а показана конструкция, при которой насосы спущены на самостоятельных трубах и установлены друг около друга. Рабочая жидкость к насосу /, эксплуатирующему нижний горизонт, поступает по трубе 2, а к насосу 3, эксплуатирующему верхний горизонт, - по трубе 4. Отработанная рабочая жидкость с помощью насоса / поднимается по затрубному пространству 5, а насосом 3 - по затрубному пространству 6. Продукция пластов смешивается с соответствующей рабочей жидкостью и поднимается затем вместе с ней. Свободный газ из нижнего горизонта отводится по трубе 7, а из верхнего горизонта - по эксплуатационной колонне 8.

В случае применения оборудования типа тандем (рис. 4.1-90,6) два насоса смонтированы в одном корпусе встык друг к другу по вертикальной оси. Продукция верхнего горизонта поступает на прием верхнего насоса через отверстие 1, покидает насос через отверстие 2 и поступает в подъемные трубы 3. Рабочая жидкость поступает в привод верхнего насоса через отверстие 4, а отработанная - через отверстие 5 направляется в затрубное пространство 6. Продукция нижнего горизонта поступает на прием нижнего насоса через отверстие 7 и откачивается через отверстие 8 также в затрубное пространство 6. Рабочая жидкость для привода нижнего насоса поступает по трубе 9 через отверстие 10. Отработанная жидкость через отверстие направляется в затрубное пространство. Такая компоновка оборудования имеет определенное преимущество перед предыдущей компоновкой в том, что требует меньше места, но не может применяться при содержании газа в продукции.

Могут быть применены и другие компоновки оборудования. Например, компоновка оборудования, показанного на рис. 4.1-90, а, может быть модернизирована за счет применения свободно сбрасываемого насоса. Подача рабочей жидкости может осуществляться по трубам большего диаметра, в этом случае не используют трубы малого диаметра.

Продукция верхнего горизонта добывается раздельно. Продукция нижнего горизонта смешивается с отработанной жидкостью перед подъемом по затрубному пространству. Так как предусмотрены два пакера, свободный газ из обоих горизонтов не может быть разделен и доставлен на поверхность.

б) Погружные центробежные электронасосы

Установка с центробежным электронасосом обычно состоит из трех составных элементов: электродвигателя, протектора и многоступенчатого центробежного насоса. Если в продукции скважин содержится свободный газ, применяются газосепараторы, устанавливаемые между протектором и насосом. На рис. 4.1-91 показана наиболее типичная компоновка оборудования. Внизу находится электродвигатель /, выше него протектор 2 и насос 3. Последний соединен с колонной НКТ. Электроэнергия к двигателю подводится по кабелю 4, закрепленному на

НКТ.