Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа (Рыбин Алнксандр Аркадьевич)
 Скачать 6.7 Mb.
|
|
«Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа» (Рыбин Алнксандр Аркадьевич) 1.Гидропоршневые насосные установки. Погружной агрегат гидропоршневого насоса. Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объединенные 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 энергию приводного двигателя (электродвигатель или ДВС) в механическую энергию потока рабочей жидкости, гидропоршневой погружной насосный агрегат преобразует энергию рабочей жидкости в энергию откачиваемой пластовой жидкости, система колонн НКТ является каналами для рабочей и пластовой жидкостей, а блок подготовки рабочей жидкости служит для очистки пластовой жидкости от газа, песка и воды перед использованием ее в качестве рабочей в силовом насосе. Гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать скважины с динамическим уровнем до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98 %), песка (до 2 %) и агрессивных компонентов. Установки гидропоршневых насосов – блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух – восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм. Климатическое исполнение – У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования – 1, погружного – 5 (ГОСТ 15150-69). Как правило, в качестве рабочей жидкости используется сырая нефть, после того как из нее удалены свободный и растворенный газ, вода, абразив. Если подготовка рабочей жидкости в малых количествах при использовании закрытых схем не вызывает трудностей, то очистка ее для установок с открытой схемой достаточно сложна. Высокие требования к качеству рабочей жидкости предопределяются в конечном счете долговечностью, которой должны обладать и силовой насос и ГПНА. Невыполнение этого требования, например, в отношении содержания абразива будет приводить к интенсивному изнашиванию пар трения; плунжер – уплотнение в насосе, поршень –цилиндр, детали золотника и клапанов в ГПНА, увеличение содержания коррозионроактивных компонентов – к коррозии внутренних полостей, в том числе и рабочих поверхностей, гидросистемы. На энергетические показатели установок большое влияние оказывает вязкость нефти – превышение определенного ее значения приводит к резкому снижению к. п. д., что обусловливается повышением потерь давления на жидкостное трение. В настоящее время в установках ГПНА для добычи высоковязких нефтей в качестве рабочей жидкости используется вода со специальной присадкой, обеспечивающей хорошие смазывающие свойства и являющейся ингибитором коррозии. Применение ее приводит кувеличению к. п. д., но одновременно повышает требования к герметичности резьбовых соединений колонн насосно-компрессорных труб. Гидропоршневая насосная установка (рисунок 12.1) состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения. Нефть из скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость.  Рисунок 12.1 – Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки а – подъем насоса; б – работа насоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающий трубопровод; 4 – силовой насос;5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкидная линия; 8 – напорный трубопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 – 63 мм трубы; 11 – 102 мм трубы; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 – обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости. Гидропоршневые насосные установки различаются: * по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости (открытая или закрытая); * по принципу действия скважинного насоса (одинарного, двойного действия или дифференциальный); * по принципу работы гидродвигателя (дифференциального или двойного действия); * по способу спуска погружного агрегата (спускаемые на колонне НКТ – фиксированные или свободные – сбрасываемые в скважину); * по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установкой (индивидуальные или групповые). Тип принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости предопределяет способ возврата рабочей жидкости на поверхность. * В установках с закрытой схемой жидкость после совершения ею полезной работы из гидродвигателя по отдельному каналу поднимается на поверхность. Продукция пласта, выходящая из скважинного насоса, поднимается по своему отдельному каналу. * В установках с открытой схемой жидкость, выйдя из гидродвигателя, смешивается с жидкостью, выходящей из скважинного насоса, и поднимается на поверхность по общему каналу. Недостатком первой схемы является большая металлоемкость, поскольку от устья к погружному агрегату необходимо спустить три герметичных трубопровода: для подачи рабочей жидкости к агрегату, для ее отвода и для подъема пластовой жидкости. Достоинством этой схемы являются незначительные потери рабочей жидкости, определяемые только лишь утечками из системы привода. Следует заметить, что производительность системы подготовки рабочей жидкости всей установки в значительной степени зависит от качества подготовки рабочей жидкости. Установки с открытой схемой обладают меньшей металлоемкостью, так как предполагают каналы только для двух потоков жидкости – сверху вниз – рабочей, а снизу вверх – смеси рабочей и пластовой жидкости. Соответственно проще и оборудование устья. Недостатком этой системы является необходимость обработки большого количества рабочей жидкости, что требует применения сложных и высокопроизводительных систем для ее подготовки. Принцип действия погружного агрегата гидропоршневого насоса:  Под действием давления рабочей жидкости поршень 3 двигателя совершает ход вниз. Жидкость из-под поршня выходит через золотник в выкидной трубопровод 2 (кольцевое пространство). В конце хода вниз четырехходовой кран (золотник) автоматически поворачивается на 90°. Рабочая жидкость из трубопровода 1 (НКТ) благодаря новому положению золотника получает доступ в нижнюю полость цилиндра двигателя D, а отработанная жидкость из верхней полости цилиндра попадает в выкидную линию 2. Под действием давления рабочей жидкости, поступающей в нижнюю полость, поршень 3 совершает ход вверх. В конце хода вверх золотник, связанный со штоком двигателя, снова поворачивается на 90° в обратную сторону, а его каналы снова занимают первоначальное положение. Это обеспечивает поступление рабочей жидкости в верхнюю полость двигателя и ход вниз. Скорость перемещения поршня двигателя и число его ходов, очевидно, будет зависеть от скорости закачки рабочей жидкости. При малой скорости закачки число ходов поршня двигателя будет малым и наоборот. Однако число ходов не может увеличиваться беспредельно. Инерция поршневой группы агрегата, золотника и жидкости в каналах будет лимитировать число 1 ходов, которое обычно не превышает 100. Жестко со штоком двигателя связан поршень (плунжер) 4 скважинного насоса Н, который также совершает возвратно-поступательное движение. Цилиндр насоса имеет с обеих сторон по одному нагнетательному 5 и всасывающему 6 клапану. При ходе поршня 4 вниз пластовая жидкость под действием давления на глубине погружения насоса будет поступать в верхнюю полость цилиндра насоса, проходя по обводному каналу 7 и через верхний всасывающий клапан 6. Пластовая жидкость из нижней полости цилиндра при ходе поршня 4 вниз будет вытесняться через нижний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2 (кольцевое пространство), смешиваясь там с отработанной рабочей жидкостью. При ходе поршня 4 вверх в полости под поршнем будет происходить всасывание пластовой жидкости через нижний всасывающий клапан 6, а в полости над поршнем нагнетание пластовой жидкости через верхний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2, т. е. в кольцевое пространство. Конструктивно золотник выполнен в виде фасонной втулки, сидящей на штоке двигателя, которая может перемещаться в своем цилиндре с подводящими и отводящими каналами. В верхней и нижней частях штока двигателя имеются короткие пазы - каналы, через которые рабочая жидкость попадает в цилиндр золотника и смещает фасонную втулку для сообщения полостей цилиндра двигателя с трубопроводами 1 и 2. Благодаря двойному действию подача насоса почти в 2 раза больше подачи обычного плунжерного насоса одинарного действия при прочих равных условиях (диаметр, ход, габарит). 2. Гидропоршневые насосные установки. Наземное оборудование гидропоршневой установки. Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объединенные 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 энергию приводного двигателя (электродвигатель или ДВС) в механическую энергию потока рабочей жидкости, гидропоршневой погружной насосный агрегат преобразует энергию рабочей жидкости в энергию откачиваемой пластовой жидкости, система колонн НКТ является каналами для рабочей и пластовой жидкостей, а блок подготовки рабочей жидкости служит для очистки пластовой жидкости от газа, песка и воды перед использованием ее в качестве рабочей в силовом насосе. Гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать скважины с динамическим уровнем до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98 %), песка (до 2 %) и агрессивных компонентов. Установки гидропоршневых насосов – блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух – восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм. Климатическое исполнение – У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования – 1, погружного – 5 (ГОСТ 15150-69). Как правило, в качестве рабочей жидкости используется сырая нефть, после того как из нее удалены свободный и растворенный газ, вода, абразив. Если подготовка рабочей жидкости в малых количествах при использовании закрытых схем не вызывает трудностей, то очистка ее для установок с открытой схемой достаточно сложна. Высокие требования к качеству рабочей жидкости предопределяются в конечном счете долговечностью, которой должны обладать и силовой насос и ГПНА. Невыполнение этого требования, например, в отношении содержания абразива будет приводить к интенсивному изнашиванию пар трения; плунжер – уплотнение в насосе, поршень –цилиндр, детали золотника и клапанов в ГПНА, увеличение содержания коррозионроактивных компонентов – к коррозии внутренних полостей, в том числе и рабочих поверхностей, гидросистемы. На энергетические показатели установок большое влияние оказывает вязкость нефти – превышение определенного ее значения приводит к резкому снижению к. п. д., что обусловливается повышением потерь давления на жидкостное трение. В настоящее время в установках ГПНА для добычи высоковязких нефтей в качестве рабочей жидкости используется вода со специальной присадкой, обеспечивающей хорошие смазывающие свойства и являющейся ингибитором коррозии. Применение ее приводит кувеличению к. п. д., но одновременно повышает требования к герметичности резьбовых соединений колонн насосно-компрессорных труб. Гидропоршневая насосная установка (рисунок 12.1) состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения. Нефть из скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость.  Рисунок 12.1 – Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки а – подъем насоса; б – работа насоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающий трубопровод; 4 – силовой насос;5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкидная линия; 8 – напорный трубопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 – 63 мм трубы; 11 – 102 мм трубы; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 – обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости. 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, 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. 6.21. Открытая система циркуляции и подготовки рабочей жидкости имеет от-стойники, 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. 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. ГПНУ в сравнении с другими типами бесштанговых установок обладают следующими преимуществами: - возможность регулирования в достаточно широком диапазоне основных характеристик; - высокий КПД установки; - простота управления; - упрощение подземного ремонта, т.к. спуск и подъем погружного агрегата осуществляются собственным силовым насосом; - возможность эффективной эксплуатации наклонно-направленных скважин. В то же время этим установкам присущи и существенные недостатки: - сложность и громоздкость наземного оборудования; - высокая металлоемкость; - для двухканальных схем необходима специальная подготовка силовой жидкости, в качестве которой используется часть продукции скважин; - при использовании нефти в качестве рабочей жидкости установка пожароопасна; - плохая работа с газированной жидкостью; - высокая стоимость как погружного агрегата, так и наземного оборудования; - невозможность откачки продукции с механическими примесями.  Рисунок 12.1 – Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки а – подъем насоса; б – работа насоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающий трубопровод; 4 – силовой насос;5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкидная линия; 8 – напорный трубопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 – 63 мм трубы; 11 – 102 мм трубы; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 – обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости. Гидропоршневые насосные установки различаются: * по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости (открытая или закрытая); * по принципу действия скважинного насоса (одинарного, двойного действия или дифференциальный); * по принципу работы гидродвигателя (дифференциального или двойного действия); * по способу спуска погружного агрегата (спускаемые на колонне НКТ – фиксированные или свободные – сбрасываемые в скважину); * по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установкой (индивидуальные или групповые). 3. Гидропоршневые насосные установки. Установки для эксплуатации нескольких горизонтов одной скважиной. Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объединенные 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 энергию приводного двигателя (электродвигатель или ДВС) в механическую энергию потока рабочей жидкости, гидропоршневой погружной насосный агрегат преобразует энергию рабочей жидкости в энергию откачиваемой пластовой жидкости, система колонн НКТ является каналами для рабочей и пластовой жидкостей, а блок подготовки рабочей жидкости служит для очистки пластовой жидкости от газа, песка и воды перед использованием ее в качестве рабочей в силовом насосе. Гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать скважины с динамическим уровнем до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98 %), песка (до 2 %) и агрессивных компонентов. Установки гидропоршневых насосов – блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух – восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм. Климатическое исполнение – У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования – 1, погружного – 5 (ГОСТ 15150-69). Как правило, в качестве рабочей жидкости используется сырая нефть, после того как из нее удалены свободный и растворенный газ, вода, абразив. Если подготовка рабочей жидкости в малых количествах при использовании закрытых схем не вызывает трудностей, то очистка ее для установок с открытой схемой достаточно сложна. Высокие требования к качеству рабочей жидкости предопределяются в конечном счете долговечностью, которой должны обладать и силовой насос и ГПНА. Невыполнение этого требования, например, в отношении содержания абразива будет приводить к интенсивному изнашиванию пар трения; плунжер – уплотнение в насосе, поршень –цилиндр, детали золотника и клапанов в ГПНА, увеличение содержания коррозионроактивных компонентов – к коррозии внутренних полостей, в том числе и рабочих поверхностей, гидросистемы. На энергетические показатели установок большое влияние оказывает вязкость нефти – превышение определенного ее значения приводит к резкому снижению к. п. д., что обусловливается повышением потерь давления на жидкостное трение. В настоящее время в установках ГПНА для добычи высоковязких нефтей в качестве рабочей жидкости используется вода со специальной присадкой, обеспечивающей хорошие смазывающие свойства и являющейся ингибитором коррозии. Применение ее приводит кувеличению к. п. д., но одновременно повышает требования к герметичности резьбовых соединений колонн насосно-компрессорных труб. Гидропоршневая насосная установка (рисунок 12.1) состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения. Нефть из скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость.  Рисунок 12.1 – Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки а – подъем насоса; б – работа насоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающий трубопровод; 4 – силовой насос;5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкидная линия; 8 – напорный трубопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 – 63 мм трубы; 11 – 102 мм трубы; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 – обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости. Гидропоршневые насосные установки различаются: * по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости (открытая или закрытая); * по принципу действия скважинного насоса (одинарного, двойного действия или дифференциальный); * по принципу работы гидродвигателя (дифференциального или двойного действия); * по способу спуска погружного агрегата (спускаемые на колонне НКТ – фиксированные или свободные – сбрасываемые в скважину); * по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установкой (индивидуальные или групповые). При ОРЭ двух горизонтов пласты разделяются друг от друга пакером. В скважину спускаются один или два ряда насосно-компрессорных труб, которые спускают параллельно или концентрично. При одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов разработка пластов может вестись по следующим схемам: фонтан-фонтан; фонтан-насос; фонтан-газлифт; фонтан-закачка; газлифт-насос; газлифт-газлифт; газлифт-закачка; насос-насос; насос-закачка; закачка-закачка. По таким же схемам можно осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяных и нагнетательных скважин с внутрискважинными перетоками газа или воды из одного эксплуатационного пласта в другие. Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной скважиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность. В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и эксплуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного метража бурения.  На рис. 109 изображены несколько схем (а, б, в) оборудования скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. В схеме а для эксплуатации верхнего пласта в скважину параллельно первой колонне 2 насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм спускают второй ряд насосно-компрессорных труб 3 диаметром 48 мм. С целью недопущения зацепления муфт при спускоподъемных операциях на них устанавливают предохранительные кольца 1, которые создают плавный переход от поверхности соединительных муфт к поверхности трубы. Затем в скважину спускают хвостовик 9 диаметром 73 мм с седлом шарового клапана 10, пакером 8, гидравлическим якорем 6 и клапаном 5. В хвостовик устанавливают второй ряд труб 7 диаметром 48 мм с уплотнительным конусом, который садится в седло 4 верхнего конца хвостовика. Эта концентричная сборка спускается в скважину на НКТ диаметром 60 мм. По этим трубам поднимается продукция нижнего пласта. Башмак второго ряда труб 3 (диаметром 48 мм) устанавливают над фильтром верхнего пласта. В эксплуатацию вводятся одновременно оба пласта. С этой целью в трубы диаметром 60 мм сбрасывается металлический шарик, который, дойдя до седла в конце муфты, отключает от него нижний пласт. Промывочная жидкость нагнетается в колонну НКТ 2, вытесняет из нее глинистый раствор через башмак трубы 7, проходит через перепускной клапан 5 во второй ряд НКТ 3 и поднимается на поверхность. Если продуктивные пласты расположены на незначительном расстоянии друг от друга, то в этом случае нет необходимости спускать хвостовик 9 и гидравлический якорь 6, который препятствует смещению пакера 8 и труб 2 под действием большого давления в нижнем пласте. Устье скважины оборудуется специальной сдвоенной фонтанной арматурой тройникового типа с двухсторонними выкидными линиями для каждого пласта. По схеме б скважина оборудуется для раздельной эксплуатации двух пластов для работы по схеме фонтан-насос со смешением продукции пластов в колонне насосно-компрессорных труб. В нижней части насосно-компрессорных труб 5 устанавливается хвостовик, который состоит из двух концентрических рядов труб 9 и 10 диаметрами 73 и 48 мм с шаровым клапаном 13. Для разобщения пластов на наружной колонне труб устанавливается пакер 12 шлипсового типа. Внутренний ряд труб подвешивается на конусной опоре 8. На трубах 5 монтируются замковая опора 6 для штангового насоса 7 и золотниковый клапан 3 для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта в насосные трубы. При спуске в скважину штангового насоса клапан 3 открывается с помощью специального захвата 4, установленного на штангах 2. При подъеме штангового насоса этот захват закрывает клапан 3. В скважину оборудование спускается на трубах 1 диаметром 89 мм. Устье скважины при этой схеме ОРЭ оборудуется фонтанной арматурой с сальниковым уплотнением полированного штока. Дебит фонтанного пласта регулируется диаметром отверстия штуцера. Оба пласта осваиваются одновременно до спуска в скважину насоса (при закрытом клапане 3). Промывочная жидкость подается в трубы, минуя башмак внутренней трубы 9, и далее по кольцевому пространству между внутренней и внешней трубами через перепускной клапан 11 попадает в эксплуатационную колонну скважины, движется к устью и вызывает фонтанирование верхнего пласта. Фонтанирование происходит через кольцевое пространство между обсадной колонной и трубами 1. При спуске насоса 7 клапан 3 открывается и продукция обоих пластов поступает на поверхность по трубам 1. По схеме в скважины оборудуются для раздельной эксплуатации двух пластов штанговыми насосными установками. Оборудование состоит из вставного насоса 8, специального насоса 3 с подвижным цилиндром колонны труб 2. Привод насосов осуществляется станком-качалкой через колонну штанг 1. Сначала в скважину спускают НКТ с пакером 9, якорем с замковой опорой верхнего насоса с муфтой 6, имеющей поперечные отверстия; вслед за этим на штангах спускают последовательно соединенные штанговые насосы. Опорный конус 5 верхнего насоса имеет продольные пазы, через которые проходит специальная штанга 4, передающая возвратно-поступательное движение от цилиндра верхнего насоса плунжеру нижнего насоса. Цанговое крепление 7 конуса и специальной штанги обеспечивает надежность посадки верхнего насоса. Из нижнего пласта продукция с помощью насоса 8 нагнетается в трубы через продольные пазы в опорном конусе верхнего насоса. Продукция верхнего пласта поступает в плунжер верхнего насоса через систему совмещенных отверстий в муфте 6 и опорном конусе 5 и далее поднимается по тем же трубам 2. Если необходимо раздельно транспортировать продукцию обоих пластов на поверхность, то используют полые шланги, по которым поднимается продукция из верхнего пласта. Измерение дебита пластов производят с помощью отключения верхнего насоса, который приводится в действие при дополнительном опускании штанг с помощью удлинителя хода плунжера. На рис. 110 показана схема оборудования скважины для добычи нефти из пласта штанговой насосной установкой с одновременной закачкой воды через эту же скважину в другой продуктивный пласт для поддержания пластового давления. |