4.6.2. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок

В состав скважинного оборудования входят: скважинный насосный агрегат, колонны НКТ, различные скважинные устройства - пакеры, якори, центраторы, клапаны-отсекатели и др. Скважинный насосный агрегат включает в себя плунжерный или поршневой насос, плунжерный или поршневой гидравлический двигатель. При этом плунжер насоса соединен штоком с плунжером гидравлического двигателя.

На поверхности располагаются насос, подающий рабочую жидкость к скважинному агрегату, и система подготовки рабочей жидкости. Часть жидкости, поднятая из скважины, направляется в промысловую систему сбора продукции НГДУ, а часть идет в открытую систему подготовки рабочей жидкости, откуда отделенные вода и газ направляются в промысловую сеть, а чистая рабочая жидкость - в поверхностный насос (рис. 4.136). Открытая система циркуляции и подготовки рабочей жидкости имеет отстойники, сепараторы, устройства для подачи реагентов (например, для разделения стойких эмульсий) и иногда подогреватели. Поверхностные силовые насосы обычно плунжерные, но могут применяться и высоконапорные центробежные насосы.

Применяется также схема с замкнугой циркуляцией рабочей жидкости. В этом случае в скважине должен быть третий трубопровод, по которому рабочая жидкость, отработавшая в двигателе, поднимается на поверхность, не смешиваясь с добытой жидкостью. Таким образом, подготовка рабочей жидкости резко упрощается. Практически в этом случае в основном надо отделить лишь механические примеси (окалина с труб, продукты износа трущихся деталей). Поверхностное оборудование значительно упрощается, но требуется иметь три канала в скважине, что не всегда экономично, а иногда и невозможно.

Целесообразно иметь одну мощную поверхностную систему подготовки жидкости установки на несколько эксплуатируемых скважин (7-40 скважин). Скважинные гидропоршневые насосы при этом могут быть нескольких типоразмеров. В этом случае облегчается обслуживание и уменьшается число единиц оборудования. Такие установки называют групповыми, в отличие от индивидуальных имеющих у каждой эксплуатируемой скважины поверхностный насос и систему подготовки рабочей жидкости.

Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объеди-ненные в один агрегат - гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА), колонны насосно-компрессорных труб, блок подготовки рабочей жидкости и насосный блок.

Назначение этих элементов: насосный блок преобразует механическую энергию приводного двигателя (электродвигатель или ДВС) в гидравлическую энергию потока рабочей жидкости, гидропоршневой погружной насосный агрегат преобразует энергию рабочей жидкости в механическую энергию движения плунжеров двигателя и насоса, которая затем преобразуется в гидравлическую энергию потока откачиваемой пластовой жидкости. Колонны НКТ являются каналами для рабочей и пластовой жидкостей, а блок подготовки жидкости служит для ее очистки от газа, песка и воды перед использованием ее в качестве рабочей в силовом насосе.

Гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать скважины с глубин до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут (при использовании системы тандем), при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98 %), песка (до 2 %) и агрессивных компонентов.

Положительная особенность гидропоршневых установок - возможность с поверхности регулировать количество отбираемой из скважины жидкости, изменяя количество рабочей жидкости, закачиваемой к приводу, и меняя, таким образом, режим работы погружного агрегата.

Сбрасываемый глубинный агрегат спускается во внутреннюю полость НКТ, заполненных жидкостью, и проталкивается рабочей жидкостью, закачиваемой с поверхности. В нижней части колонны НКТ установлено седло, в которое агрегат запрессовывается потоком рабочей жидкости. В скважину можно спустить два ряда НКТ. Можно спустить в скважину один ряд НКТ, в этом случае НКТ герметизируются установленным в скважине пакером. Таким образом, образуется канал для подачи рабочей жидкости (НКТ) и канал (межтрубное пространство) для подъема на поверхность жидкости, откачиваемой насосом из скважины и смешанной с отработанной жидкостью, выходящей из поршневого привода. Для подъема глубинного агрегата на поверхность поток рабочей жидкости направляют в межтрубное пространство, жидкость попадает под сваб глубинного агрегата и выталкивает его до поверхности. Чтобы рабочая жидкость не уходила в полость под пакером, в нем имеется обратный шаровой клапан.

Таким образом, спускоподъемные работы осуществляются без подъема труб. В этом случае не нужен подъемник и бригада подземного ремонта, работа выполняется одним оператором. Время спуска агрегата при установке насоса на глубине 1000 м - около 40 мин, а подъема - 50-60 мин.

Современные гидропоршневые насосные установки способны добывать до 400-600 т/сут жидкости. Имеются отдельные констру¬ции агрегатов для отбора более 1200 т/сут жидкости. Глубина, с которой отбирается жидкость, доходит до 4500 м, но возможен отбор жидкости и с большей глубины. Погружной агрегат состоит из насоса и двигателя с золотниковым распределением потока жидкости. Двигатель может быть дифференциальным или двустороннего действия, а насос - дифференциальным, одно- или двустороннего действия. Наиболее простое конструктивное решение агрегата возможно при двигателе и насосе дифференциального действия, агрегаты двустороннего действия сложнее, но у них более высокий КПД и более плавный режим работы (скорости движения поршней вверх и вниз близки).

Рассмотрим наиболее простой агрегат дифференциального действия, разработанный в ОКБ БН по схеме, предложенной JI. Г. Чичеровым, В. М. Калининым, и др. конструкторами [8]. Погружной агрегат состоит из поршня и цилиндра двигателя 1, штока 2, соеди-няющего поршень двигателя с поршнем насоса, золотника 3, поршня и цилиндра насоса 4. По каналу А рабочая жидкость поступает под поршень двигателя в полость Б, в которой создается постоянное давление рабочей полости. При положении поршней и золотника, указанном на рисунке, полости Б и В (под и над поршнем двигателя) соединены друг с другом. Шток нижним своим концом выходит в полость насоса, где давление равно давлению столба откачиваемой жидкости. Давление рабочей жидкости больше, чем давление столба откачиваемой жидкости. На поршень двигателя сверху и снизу действует одинаковое давление рабочей жидкости. На поршень насоса сверху и снизу действует давление столба откачиваемой жидкости. На шток сверху действует давление рабочей жидкости, а снизу - откачиваемой жидкости. Таким образом, создается сила, действующая на шток сверху вниз и продвигающая всю поршневую группу вниз.

Происходит переток отбираемой жидкости из полости Д через нагнетательный клапан в полость Г над поршнем насоса. Всасывающий клапан насоса в это время закрыт. При этом часть откачиваемой жидкости в объеме штока, входящего в цилиндр насоса, выталкивается в подъемный канал (рис. 4.137).

В крайнем нижнем положении поршней продольная канавка на верхней части штока соединяет полость Б с камерой под золотником Е. Поскольку нижняя головка золотника диаметром больше, чем верхняя, а давление над и под золотником одинаково и равно давлению рабочей жидкости, золотник поддействием разности сил (произведение давления на площадь) поднимается в верхнее положение и сообщает каналы Б и С. Таким образом, полость Б сообщается с полостью Г, над поршнем двигателя устанавливается давление столба откачиваемой жидкости. Под поршнем двигателя, в полости Б, остается постоянное давление рабочей жидкости. В результате на поршень двигателя начинает действовать сила, обусловленная разностью давлений в полостях Б и В, и поршневая группа начинает движение вверх.

У насоса закрывается нагнетательный и открывается всасывающий клапаны. Происходит всасывание жидкости из полости скважины в цилиндр насоса (в полость Д). В крайнем верхнем положении продольная канавка, расположенная в нижней части штока, соединяет полость Е у золотника с полостью Г. Давление под золотником падает До давления столба откачиваемой жидкости. Над золотником действует высокое давление рабочей жидкости. Под действием перепада давления золотник передвигается в нижнее положение. После этого рабочий цикл погружного агрегата повторяется.

Конструкция погружного агрегата имеет следующие особенности. Поршни двигателя и насоса выполнены из стали с покрытием их поверхности хромом. Слой хрома толщиной около 0,07 мм отличается высокой твердостью и хорошей износоустойчивостью. Напомним, что обычное декоративное покрытие имеет меньшую толщину хрома (около 0,012-0,02 мм). /

Цилиндры двигателя и насоса составлены из стальных втулок (сталь марки 38ХМЮА) с азотированной внутренней поверхностью. Образующиеся при азотировании карбиды позволяют повысить твердость поверхности втулок до 80 по шкале HRA. В результате в гидропоршневых насосах используется наиболее износоустойчивая пара трения. Такие же пары используются в штанговых насосах при особо тяжелых условиях их эксплуатации.

Уплотнения подвижных деталей в агрегате щелевые. Они расположены между золотником и штоком, золотником и корпусом золотника, корпусом под золотники и штоком.

Каналы А, Б, С при сбрасываемом погружном агрегате размещены в седле, спускаемом на НКТ. Это позволяет увеличить диаметры поршней агрегатов. Разобщение каналов осуществляется резиновыми манжетами, размещенными на погружном агрегате.

Клапаны насосной части шаровые (шар и седло). Они имеют ту же конструкцию, что и в штанговых насосах (см. гл. 4.4 настоящей книги).

Длина хода поршней у погружных агрегатов гидропоршневых насосов достигает 1000 мм, число ходов в минуту - 30-60.

Погружной агрегат, сбрасываемый в НКТ диаметром 73 мм, имеет внешний диаметр 58 мм и длину около 4000 мм.

Скважина для гидропоршневых насосных установок оборудуется двумя колоннами НКТ, спускаемыми концентрично или параллельно, или одной колонной НКТ и пакером, уплотняющим пространство между НКТ и обсадной колонной. Таким образом, образуются два канала — один для подъема смеси добываемой жидкости и отработанной рабочей жидкости (НКТ или пространство между НКТ и обсадной колонной), другой - для рабочей жидкости (НКТ).

В случае использования замкнутой системы циркуляции рабочей жидкости требуется спуск еще одной колонны НКТ.

При трубном варианте погружной агрегат спускается в скважину на НКТ. При сбрасываемом агрегате на НКТ спускается седло для установки агрегата и под ним обратный шаровой клапан, позволяющий осуществить обратный поток рабочей жидкости при подъеме сбрасываемого погружного агрегата.

Смешивание добытой и рабочей жидкостей при подъеме их по обсадной колонне приводило к снижению относительного содержания газа, а также смол и парафинов в смеси и к незначительному отложению их на обсадных трубах.

Оборудование устья имеет детали для подвески НКТ на колонной головке, многоходовой кран для направления рабочей и отбираемой жидкостей в соответствующие каналы при спуске, работе и подъеме погружного агрегата, пружинного ловителя, свободно сбрасываемого агрегата и мачты с талевой системой с ручным приводом для извлечения агрегата из скважины или спуска его в скважину.

Силовой насосный агрегат состоит из насоса и его привода. Наиболее часто применяется трехплунжерный насос. В нашей стране применяется насос с горизонтальным расположением цилиндров, за рубежом некоторые фирмы используют насосы с вертикальным расположением цилиндров. Увеличенная скорость плунжеров (около 400 ходов в минуту) позволяет уменьшить габариты насосов.

Насосы развивают давление от 16 до 30 МПа. Подача насосов достигает десятков литров в секунду. Параметры насосов зависят от характеристики двигателя погружного агрегата и от того, является ли насос приводом индивидуальной установки (предназначенной для одной скважины) или групповой установки (для нескольких скважин). Насосы подают к скважине жидкость, обычно нефть, очищенную от механических примесей и отделенную от воды и газа. Есть примеры использования в качестве рабочей жидкости воды с присадками, обеспечивающими смазку трущихся частей оборудования.

Приводом насоса чаще всего служит электродвигатель. В некоторых случаях выгодно применять газомотор, работающий на нефтяном газе. Это экономично, поскольку применяется дешевое топливо и, с другой стороны, газомотор позволяет легко изменять частоту вращения приводного вала силового насоса и регулировать таким образом его подачу.

Оборудование для подготовки рабочей жидкости (при незамкнутой ее циркуляции) имеет сепараторы для отделения газа, воды и механических примесей, отстойники, дозировочные насосы, подогреватели. Обычно применяются сепараторы объемного типа, вертикальные или горизонтальные, с подогревом поступающей смеси для лучшей деэмульсации и сниженшгвязкости смеси. После объемных сепараторов устанавливают батарею циклонных сепараторов для более тщательной очистки рабочей жидкости от газа и механических примесей. В некоторых установках применяют отстойники большой емкости.

Для улучшения деэмульсации смеси рабочей и добытой жидкостей и отделения воды в смесь иногда подают реагенты- деэмульгаторы. Деэмульгаторы подаются в небольших объемах (десятки граммов на 1 м3 жидкости) дозировочными насосами с малыми подачами. Это обычно одноплунжерные насосы, имеющие регулируемую подачу. В качестве деэмульгаторов можно использовать неионогенный деэмульгатор дисолван и ПАВы различных марок.

В установках гидропоршневых насосов имеется возможность подачи деэмульгатора не только в поверхностную систему, но и в подготовленную рабочую жидкость, направляемую в скважину. В этом случае действие деэмульгатора проявляется уже по выходе жидкости из погружного двигателя в НКТ. Предупреждается образование стойких высоковязких эмульсий, снижается гидравлическое сопротивление движению смеси в трубах, облегчается отделение воды в системе подготовки рабочей жидкости и при подготовке товарной нефти.

Деэмульсация при подготовке рабочей жидкости и отделение воды облегчаются при подогреве жидкости. Подогреватели могут быть с теплоносителем в виде пара или горячей воды или электрическими в виде специальных лент, в изоляции которых уложены электропроводящие жилы с большим сопротивлением (из константана, нихрома и т.д.). Подогрев осуществляется в отстойниках или сепараторах, или в линиях, подводящих смесь от скважины к этим устройствам.

Система подготовки рабочей жидкости может включать все перечисленные части, а может быть и значительно упрощена в зависимости от конкретной характеристики добываемой жидкости и климатических условий.

В зависимости от типа гидравлической схемы установки и типа применяемого ГПНА конструкции нижней части внутрискважинного оборудования могут быть различными.

При использовании открытой гидравлической схемы применяют следующие варианты конструкций.

Фиксированный ГПНА с двумя концентрично расположенными колоннами труб (рис. 4.138, а), В этом случае ГПНА 4 спускается на центральной колонне труб 7, а его нижняя часть с уплотнением устанавливается на опорном конусе 5, который укреплен на колонне НКТ 2 большого диаметра. Рабочая жидкость подводится к гидродвигателю по центральной колонне НКТ 1, а пластовая жидкость в смеси с рабочей отводится по концентричному каналу, образованному колоннами НКТ 1 и 2.

Фиксированный ГПНА (рис. 4.138, б) с одной колонной НКТ. ГПНА опускается на колонне НКТ 1 и устанавливается нижней частью на пакере 6, расположенном в эксплуатационной колонне 3.

Как и в предыдущей схеме, рабочая жидкость подводится по центральной НКТ 1, а поднимается по кольцевому каналу между НКТ 1 и эксплуатационной колонной 3.

Свободный ГПНА с двумя параллельными колоннами НКТ (рис. 4.138, в). Агрегат Испускается в скважину по НКТ большого диаметра 1, по которой к нему подводится рабочая жидкость и в нижней части которой установлены седло с замком и обратный клапан 10.

Параллельная колонна труб 2 служит для подъема смеси пластовой и рабочей жидкостей.

Свободный ГПНА с одной колонной НКТ (рис. 4.138, г). Агрегат 8 располагается в колонне НКТ 1, в нижней части 9 которой установлены седло с замком и обратный клапан 10. Хвостовик колонны фиксируется в отверстии пакера 7, установленного в эксплуатационной колонне 3. Потоки жидкостей аналогичны потокам схемы (рис. 4.138,6;.

При подъеме свободного агрегата в схеме поток жидкости в канале, служащем для подъема пластовой жидкости, изменяется на противоположный, обратный клапан 10 закрывается, и агрегат перемещается в верхние насосы, мощность привода которых в большинстве случаев составляет от 14 до 300 кВт.

Наибольшее число типоразмеров оборудования, в том числе более 70 типоразмеров гидропоршневых насосов, представляет фирма Kobe. В табл. 4.46 приведены характеристики некоторых гидропоршневых насосных агрегатов этой фирмы. 

Таблица 4.46

Тип насоса	Наружный диа­метр насоса, мм, мм	Диаметр поршня насо­са, мм	Подача, м3/сут	Давление, МПа
А		36,5	111,8	30
В	59	44,5	172,7	30
д	для всех типов	44,5	172,7	45
Е		44,5	381,5	26,5

В нашей стране также было освоено промышленное производство установок гидропоршневых насосов типа УГН конструкции ОКБ БН. Оборудование этих установок предназначено для эксплуатации в условиях Западной Сибири и Крайнего Севера, в труднодоступных и малообжитых районах.

В комплект установок входят технологический блок подготовки рабочей жидкости, блок управления; оборудование устья скважин; гидропоршневые насосные агрегаты; пакерные устройства.

Оборудование установок рассчитано на эксплуатацию от 2 до 8 скважин при открытой системе циркуляции рабочей жидкости. В технологическом блоке проводится подготовка поступившей из скважины жидкости, в дальнейшем используемой в качестве рабочей для привода гидропоршневых насосов.

Характеристики гидропоршиевых насосных агрегатов фирмы Kobe

Продукция скважин поступает в гравитационный сепаратор вместимостью 16 м3, где водонефтяная эмульсия расслаивается на три фазы: газообразную, водосодержащую и нефть. Поступающая из средней части сепаратора нефть обеспечивает привод погружных насосов. Газообразная и водосодержащая фракции, а также избыточная нефть поступают в сборный нефтепромысловый коллектор. В сепараторе происходит и первичная (грубая) очистка рабочей жидкости от мехпримесей. Поступившая из сепаратора предварительно очищенная нефть попадает на прием центробежных подпорных насосов и далее на батарею гидроциклонов, где осуществляется вторичная (тонкая) очистка от мехпримесей. Часть жидкости, содержащая мехпримеси, сбрасывается

с гидроциклонов в сборный коллектор, другая поступает на прием силовых насосных агрегатов. В качестве насосных агрегатов в УГГЩ применяются трех- и пятиплунжерные агрегаты марки PCR, давление нагнетания которых достигает 20 МПа, подача - соответственно 5,76 и 9,6 м3/ч. От силовых агрегатов жидкость направляется в распределительную гребенку. В линию между агрегатами и гребенкой встроен трубопровод от дозировочного насоса, обеспечивающего подачу различных ПАВ и деэмульгаторов в рабочую жидкость. Распределительная гребенка состоит из восьми (по числу эксплуатируемых скважин) регуляторов расхода и регулятора давления, через который избыточная жидкость сбрасывается с гребенки на вход в подпорные насосы. От каждого регулятора расхода на оборудование устья одной из скважин подается необходимое количество рабочей жидкости.

Все оборудование технологического блока размерами 3x12 м имеет взрывобезопасное исполнение. В блок-боксе управления размерами 3x6 м размещено комплектное устройство защиты и управления электрооборудования установки, системы контроля и пожаротушения.

Многоканальное оборудование устья скважины предназначено для подвески колонн НКТ, изменения направления движения рабочей и добываемой жидкостей и приема гидропоршневого насоса. Оборудование оснащено центральной и магистральными задвижками, четырехходовым трехпозиционным краном и лубрикатором (приемной камерой).

Гидропоршневой насос, является исполнительным механизмом, непосредственно осуществляющим откачку пластовой жидкости из скважины. Это насос двустороннего действия, жестко связанный полым штоком с гидродвигателем двойного действия, выше которого находится распределительное золотниковое устройство, предназначенное для изменения направления движения рабочей жидкости в зависимости от положения поршневых групп.

В начале 1990-х гг. освоено серийное производство установок гидропоршневых насосов УГН100-200-18, УГН25-150-25, УГН40- 250-20 и УГН1Ш-380-15.

Установки применяются для добычи нефти из 2 ... 8 наклонно направленных скважин с содержанием в пластовой жидкости механических примесей до 0,1 и сероводорода до 0,01 г/л, воды до 99% и температурой в зоне подвески гидропоршневого агрегата до 120°С.