Схемы скважинных гидроштанговых насосов и двигателей

Простота принципиальных схем скважинных плунжерных и поршневых насосов с передачей энергии к поршню гидродвига­теля посредством так называемой «гидравлической штанги» давно привлекает внимание конструкторов и изобретателей. Понятие «гидроштанга» подразумевает по аналогии со штанговой колон­ной СШНУ циклическую передачу энергии сжатием жидкости в колонне НКТ и в кольцевом пространстве. Столб жидкости вы­полняет роль штанговой колонны, но не стальной, а гидравли­ческой. Некоторые схемы гидроштановых насосов приведены на рис. 6.16.

В 1946 г. был разработан отечественный гидроштанговый на­сос, в результате испытаний которого в скважине объединения «Укрнефть» была подтверждена принципиальная работоспособ­ность схемы насоса.

Затем Федотовым К. В., Пелевиным Л. А., Ростэ 3. А. и дру­гими были начаты работы над схемой и конструкцией установ­ки гидроштангового насоса типа БГН-Ф [5].

Испытания этого насоса проводились на нефтепромыслах НПУ «Туймазанефть». Первые испытания ограничивались про­веркой работоспособности скважинного насосного агрегата от передвижного силового насосного агрегата. Управление пото­ком рабочей жидкости производилось ручным подключением и отключением давления к гидроприводу. Скважинный насосный агрегат был спущен в скважину на глубину 500 м на насосно-компрессорных трубах диаметром 62 мм и установлен на пакер ПГН-6. К насосу был прикреплен хвостовик длиной 100 м из тех же насосно-компрессорных труб, но, как показали исследо­вания, такая подвеска (1000 кг) расслабляла затяжку переводни­ков цилиндрических втулок на кожухе насоса и втулки цилиндра смещались. Нарушилось движение плунжеров в цилиндровых втулках.

 

Рис. 6.16. Схемы установок гидроштанговых насосов для добычи нефти:

а — БашНИПИнефть: 1 — пакер, 2 — скважинный насос, 3 — сливной клапан, 4 — скважина, 5 — насосно-компрессорные трубы, 6 — управля­емый клапан, 7 — электроконтактный манометр, 8 — силовой насос, 9 — мерник;

в — ТатНИПИнефть: 1 — промысловый трубопровод, 2 — сило­вой трубопровод, 3 — регулятор уровня, 4 — емкость с рабочей жидко­стью, 5 — реверсивный гидропривод; 6 — силовой реверсивный насос, 7 — уплотнитель, 8 — колонна полых штанг, 9 — нагнетательный клапан, 10— уплотнение, 11 — поршень насоса, 12 — цилиндр, 13 — подпоршневая полость, 14 — всасывающий клапан, 15 — насосно-компрессорные трубы, 16 — нагнетательная полость, 17 — канал, 18 — полость колонный труб;

г — Гипротюменнефтегаз: 1 — силовой насос, 2 — шлипсовой зах­ват, 3 — колонна труб, 4 — нагнетательный клапан, 5 — плунжер, 6 — возвратная пружина, 7— цилиндр, 8— всасывающий клапан.

 

При непосредственной посадке глубинного насоса на пакер без хвостовика смещение втулок не наблюдалось. С подключе­нием и отключением давления к гидроштанге скважинный на­сос вступал в работу. После такой проверки работы глубинного насоса от передвижного в силового насосного агрегата в механических мастерских была изготовлена упрощенная система уп­равления так называемая гидроэлектрическая система. В каче­стве силового насоса был применен насос НС-1-150 [5].

Вся установка — скважинный насос, гидроэлектрическая си­стема управления (золотники), расположенная вблизи силового насоса, и силовой насос — была испытана с целью выяснения ее работоспособности.

Затем, после изготовления гидравлической системы управле­ния в заводских условиях, испытания насосной установки про­должались на скважине 706 НПУ «Туймазанефть». Скважинный насос был спущен на глубину 500 м и установлен на пакере типа ПГН-6. Непосредственно над скважинным насосным агрегатом был установлен маслозатвор, обеспечивающий работу скважинного насоса со стороны высокого давления в масляной среде. Выше маслозатвора (до устья скважины) насосно-компрессор­ные трубы были заполнены обычной водой, которая использо­валась в гидроприводе в качестве рабочей жидкости. С целью предупреждения попадания в скважинный насос взвесей, содер­жащихся в воде, в конструкции маслозатвора предусмотрен хво­стовик-отстойник.

Поверхностный агрегат установки, состоящий из силового насоса НС-1-150, гидравлической системы управления и бака емкостью 0,4 м³, был смонтирован на расстоянии 25 м от сква­жины и связан со скважинными насосно-компрессорными тру­бами наземным трубопроводом.

Поверхностное оборудование до устья скважины было запол­нено маслом AM Г-10, не застывающим при низких температурах.

Испытание гидроштангового насоса проводилось без гидропневмоаккумулятора, а затем для выравнивания режима работы силового насоса был подключен гидропневмоаккумулятор.

С учетом КПД силового насоса = 0,85 общий КПД установки будет η = 0,6. В НПУ «Туймазанефть» в той же скважине прово­дились испытания глубинного насоса с длиной хода поршневой группы S = 10 м. Результаты промысловых испытаний совпада­ют с теоретическими расчетами. В данной установке рабочая жидкость находится в замкнутом контуре.

При этом в пределах ствола скважины насосно-компрессор­ные трубы заполняются водой с высокими кинетическими и динамическими свойствами (по сравнению с нефтью). В преде­лах рабочей зоны поверхностного оборудования используются соответствующие масла, обладающие хорошими смазывающи­ми свойствами и не застывающие в зимних условиях.

В качестве силового насоса на поверхности применялся грязевый насос 12-Гр.

В табл. 6.4 приведены результаты промысловых испытаний гидроштангового насоса в сопоставлении с данными, получен­ными при работе станка-качалки.

Таблица 6.4

Параметр	СШНУ	СГНШУ
Диаметр, мм:
обсадной колонны
подъемных труб
Тип привода	СКН-10	12-ГР
Тип скважинного насоса	НСН 2-32	НСН 2-93/32
Глубина спуска насоса, м
Длина хода плунжера, м	1,5	2,5
Число циклов, мин ^-1	5,5	2,6
Рабочее давление силового насоса, м^3/сут	—	1,8-2,2
Устьевое давление, МПа	0,8	1,0
Коэффициент подачи насоса	0,63	0,94
Уровень, м:
статический
динамический
Плотность, кг/м^3
нефти
тяжелой жидкости	—
Объем тяжелой жидкости, м^3	—	6,5
Высота столба тяжелой жидкости, м	—
Масса плунжерной группы, Н	—

 

Рабочее давление силового поверхностного насоса 12-Гр на­ходилось в пределах 1,8—2,2 МПа и определялось расчетным путем.

На основании визуальной оценки работы установки и обра­ботки замеров, произведенных в процессе испытании, был сде­лан вывод, что работоспособность скважинного насоса и гид­равлической системы управления, как в отдельности, так и в комплексе устойчивая и отвечает требованиям эксплуатации.

Технические показатели работы установки характеризуются следующими данными. При работе установки без гидропневмоаккумулятора скважинный насос совершал два хода в минуту при рабочем давлении в гидросистеме Р = 4,0 МПа.

С применением гидропневмоаккумулятора при том же рабо­чем давлении скважинный насос совершал три хода в минуту с подачей 15 м/сут. С тем же гидропневмоаккумулятором но при рабочем давлении 6,5 МПа, насос с подачей 25 т/сут нефти со­вершал пять ходов в минуту.

Непосредственные замеры и расчеты отдельных циклов ра­бочего хода поршней скважинного насоса показали, что вре­мя закачки силовой жидкости к скважинному насосу состав­ляет 20 — 22 с. при подаче силовой жидкости 8,3x10 м/с. Поток подачи насоса циркулировал в системе через баипасную линию.

Параметры работы гидроштангового насоса БГН-Ф приведены в табл. 6.5

Согласно опубликованным данным, КПД установки состав­ляет ŋ = 0,48 при вышеперечисленных параметрах скважины, насоса и диаметрах насосного и двигательного цилиндров 0,076 и 0,080 м.

По материалам других работ КПД насоса достигает ŋ = 0,64. На КПД скважинного насоса резко повлияло несоответствие объема насосно-компрессорных труб объему гидравлической штанги (V = 3*10³ м³); при работе насоса, что обусловило большой объем деформации жидкости за счет ее сжимаемости. В пересчете на насосно-компрессорные трубы диаметром D_вн = 40 мм при длине хода поршней насоса S = 10 м КПД скважинного насоса может достигать ŋ = 0,7.

Таблица 6.5