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

. Колонна штанг

Штанговый " насос

Рис. 4.1-104. Компоновка ЭЦН для

высокодебитных скважин (Арутюнов, 1965)

Рис. 4.1-105. Раздельная эксплуатация двух горизонтов при помощи щтангового насоса и центробежного электронасоса (Арутюнов, 1965)

Рис. 4.1-106. Акустический насос

и сокращения каждой секции труб между обратными клапанами 3. При удлинении труб открытые клапаны погружаются в жидкость, в то время как при сокращении они закрываются и поднимают столб жидкости. Частота вибрации находится в пределах 600-1200 мин"*, амплитуда- 7,6-19 мм. Ускорение поднимаемой обратными клапанами жидкости в 5-10 раз больще ускорения силы тяжести, таким образом, жидкость будет продолжать подниматься даже тогда, когда обратный клапан погружается в следующей полуволне. Частота вибрации выбирается из расчета, чтобы она была равной или кратной резонансной частоте подвески НКТ. НКТ могут применяться диаметром от 60,3 до 114,3 мм, при этом подача насоса составляет 30-160 м/сут. На опытных скважинах достигалась подача насоса до 400 м/суТ. Для предотвращения поперечных колебаний, способных вызвать трение НКТ о колонну, снаружи НКТ в интервале через 3 м устанавливаются центраторы 6, сделанные из пластмассы.

В настоящее время разработаны теоретические зависимости, описывающие работу насоса, включая зависимость ее подачи от частоты возбуждаемых колебаний (Крумин и Гейбович, 1970). Общий к.п.д. акустических насосов может достигать 0,7. Он имеет то преимущество, что почти нечувствителен к песку. С помощью этого насоса можно осуществлять подъем жидкости, содержащей до 80% твердых взвесей. К недостатку насоса следует отнести трудность герметизации колонной головки при высоких давлениях. Поэтому добыча газонасыщенных нефтей представляет определенную проблему. Ни НКТ, ни затрубное пространство скважины недоступно для проведения исследовательских работ или для очистки от отложений парафина.

На нефтяных месторождениях в ФРГ находятся в эксплуатации с 1953 г. диафрагменные насосы Плейгера. Пара конических щестерен, смонтированных на роторе 2 электродвигателя /, вращают эксцентричный диск 3, который передает плунжеру 4 возвратно-поступательное движение (рис. 4.1-107). Плунжер при помощи жидкости, находящейся в герметичном отсеке 5, приводит в движение мембрану 6. Пространство над мембраной связано с приемным клапаном 7 и обратным клапаном 8. Продукция скважины поступает в приемный клапан через фильтр 9. Всасывание жидкости осуществляется при перемещении плунжера вниз, а подача в НКТ/<? - при перемещении его вверх, когда приемный клапан закрыт. В нижней части двигатель заканчивается гофрированной трубой . Пространство между послед,ним и корпусом насоса заполнено маслом. Все это пространство находится под давлением, соответствующим давлению на глубине спуска насоса. Выще обратного клапана установлена труба, над которой смонтирована конусообразная крышка. Она служит для предотвращения осаждения песка из продукции.

В выпускаемых промышленностью мембранных насосах диаметр плунжера составляет 29-38 мм; число ходов плунжера в минуту - 700; насос диаметром 136 мм может развить напор от 3 до 10 МПа при подаче 10-20 мсут. Температура и вязкость откачиваемой жидкости не должны превышать соответственно 70 °С и 300-10 м/с. Этот насос имеет то преимущество, что ни одна из его деталей не имеет прямого

контакта с продукцией скважины, поэтому срок службы насоса сравнительно продолжительный даже при содержании в продукции песка. Пространство в НКТ открыто, поэтому довольно легко можно проводить работы по исследованию скважины и по борьбе с отложениями парафина.

Забойные струйные насосы относятся к типу бесштанговых насосов. Эти насосы начали широко применять в добыче нефти с 1973 г.

Рис. 4.1-107. Диафраг-менный насос Плейгера (Брюггеман и де Монэ, 1959)

Рис. 4.1-108. Струйный насос фирмы Кобэ (Уил-сон, 1973)

На рис. 4.1-108 показан наиболее распространенный на практике насос такого типа. Поток жидкости высокого давления поступает по НКТ /, затем через сопло 2 при меньшем давлении, но при большей скорости поступает в горловину 3. По Раабе (1970 г.), эта струя жидкости увлекает продукцию скважины q, поступающую из продуктивного пласта, в направлении стрелки 4. Продукция скважины смешивается с жидкостью высокого давления после прохождения кольцевого отверстия 5. Рабочая жидкость и продукция скважины после смешивания из горловины поступают в диффузор 6. Скорость здесь понижается, а