НАСОС ШТАНГОВЫЙ СКВАЖИННЫЙ МОДЕРНИЗИРОВАННЫЙ ДЛЯ ДОБЫЧИ ЖИДКОСТИ С ВЫСОКИМ ГАЗОСОДЕЖАНИЕМ-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Защитные устройства ШСН
Газовые якори
Газовые якори, или глубинные газосепараторы, — это специальные устройства у приема глубинного насоса, предназначенные для отделения и отвода от приема свободного газа, содержащегося в добываемой жидкости.
Классификация якорей:
I тип — простой якорь, основанный на принципе поворота по
тока газо-жидкостной смеси на 180°;
II тип — многокорпусной якорь, представляющий сочетание нескольких параллельно работающих, простых якорей I типа; действие этого якоря основано на двух принципах — поворота потока на 180° и разделения потока откачиваемой смеси на несколько частей;
III тип — тарельчатый якорь, действие которого основано на принципах поворота потока и разделения его на несколько частей. Но поворот потока происходит здесь только на 90° в отличие от простого и многокорпусного якорей; кроме того, в этом якоре используется процесс объединения (коалесценции) мелких газовых пузырей в крупные, происходящий в тарелках;
IV тип — якорь-зонт, основанный на принципах поворота потока на 180° и объединения пузырей газа;
V тип — многосекционный якорь-зонт, в работе которого использованы поворот потока на 180°, разделение потока на несколько
частей и объединение пузырей газа;
VI тип — погружной якорь, основанный на принципе поворота
потока на 180° и использовании перепада давления между местоположением входа газо-жидкостной смеси или пены в якорь и приемом насоса;
Таким образом, в основу действия всех перечисленных типов якорей положено всего несколько простых физических принципов: поворот потока, разделение потока на части, объединение пузырей газа, перепад давления, а также сепарация пузырей в газовой среде. Основными принципами работы якорей являются первые четыре.

Простой газовый якорь. Принцип поворота потока на 180°

На рисунке 2.4 изображены две схемы простого якоря. Между этими схемами нет принципиальной разницы: в обоих поток газо-жидкостной смеси, поднимающийся по эксплуатационной колонне, поворачивается на 180° и входит в корпус якоря. При повороте потока многие газовые пузыри, всплывая в жидкости, поднимаются за пределы потока в зону неподвижной жидкости — сепарируются, а поток со значительно меньшим содержанием свободного газа (пузырей) или вовсе без газа движется вниз к входу во всасывающую трубку. По всасывающей трубке поток направляется в насос. Пузыри, которые не успели отсепарироваться при повороте потока, попадут в насос.

Рисунок 2.4 - Схемы простого Рисунок 2.5 - Кинематическая схема
газового якоря работы якоря по И.Г.Белову
1-корпус; 2-всасывающая трубка;  1-колонна; 2-корпус;
Iг – гидравлическая длина якоря;  3- всасывающая трубка;

В этом и состоит в общих чертах действие простого якоря, основанного на принципе поворота потока. Впервые описанную схему действия простого якоря экспериментально и теоретически изучил И. Г. Белов в АзНИИ ДН [33].
Изложим кратко теорию якорей И. Г. Белова. Прежде всего, он делит процесс сепарации газа при повороте потока на 180° на две части: 1) сепарация газа в затрубном пространстве (в кольце между эксплуатационной колонной и корпусом якоря), т. е. при повороте потока только на 90°, и 2) сепарация в самом газовом якоре, т. е. при дальнейшем повороте потока еще на 90° в кольце между корпусом и всасывающей трубкой. Это деление процесса на два этапа существенно важно и помогает при анализе.
Первый этап сепарации, по И. Г. Белову, происходит следующим образом. При движении потока смеси по эксплуатационной колонне абсолютная скорость каждого пузырька складывается из скорости движения жидкости νж и скорости всплывания его в неподвижной жидкости w (рисунок 2.5). Примем, что движение происходит параллельными струями и поэтому все скорости направлены вертикально вверх. Так движутся пузырьки до уровня а — а (рисунок 2.5), расположенного на некотором расстоянии от нижней границы фильтра якоря. Выше этой границы картина меняется, так как вся жидкость должна войти в якорь через отверстия в корпусе. Поэтому частицы жидкости описывают некоторые криволинейные траектории, постепенно меняя вертикальное движение на горизонтальное. Путь через нижние отверстия корпуса представляет меньшие сопротивления и поэтому расход жидкости через нижний ряд отверстий будет наибольшим по сравнению с расходами через расположенные выше ряды. Наконец, где-то на уровне б — 6 (при достаточно большом числе рядов отверстий) начнется зона практически неподвижной жидкости. Значит, в пределах зоны аб вертикальные составляющие скоростей частиц, жидкости будут уменьшаться снизу вверх, а горизонтальные — от стенки корпуса якоря к стенке эксплуатационной колонны. В то же время пузырьки газа будут иметь вертикальную составляющую скорости абсолютного движения, равную алгебраической сумме скоростей всплывания и вертикальной составляющей скорости жидкости в данной точке, т. е. w + vB (см. рисунок 2.5). Горизонтальная составляющая скорости пузырька будет совпадать с горизонтальной составляющей скорости частиц жидкости в этой же точке vr величина vr есть скорость увлечения пузырька в якорь. Истинная скорость абсолютного движения пузырька и будет геометрической суммой обеих упомянутых скоростей:

Скорость и будет меняться в продолжение всего движения пузырька. Пузырьки газа будут описывать криволинейные траектории, но отличные от траекторий частиц жидкости. В зависимости от соотношения вертикальной и горизонтальной составляющих скоростей пузырьков они будут либо увлекаться в отверстия корпуса якоря» либо проходить мимо него, т. е. сепарироваться от жидкости. Отсюда следует, что сепарация газа в затрубном пространстве будет тем лучше (т. е. тем большее количество пузырьков выйдет за пределы потока жидкости), чем больше вертикальная и меньше горизонталь-ная составляющая скорости пузырьков.
Второй этап сеперации газа происходит уже внутри корпуса якоря, после прохождения пузырьков через отверстия фильтра. В момент, когда пузырек проходит через отверстия или границу между затрубным пространством и корпусом, вертикальная составляющая скорости жидкости vB — 0, а в последующем движении она уже направлена вниз, т. е, меняет свой знак. Так как через верхние отверстия жидкость движется медленнее, то вертикальная составляющая скорости пузырьков при прохождении их через отверстия, может создать условия для выхода их в зону меньших скоростей жидкости и всплывания к «потолку» якоря или просто в зону неподвижной жидкости. Поэтому при входе в отверстия якоря часть пузырьков увлекается жидкостью вниз по корпусу, а другая часть всплывает — сепарируется. Всплывшие пузырьки объединяются под «потолком» и газ выходит через верхний ряд отверстий в затрубное пространство в виде уже значительно более крупных пузырьков. Сепарирующая способность прифильтровой перфорированной зоны самого якоря будет тем выше, чем меньше скорость частиц жидкости в этой зоне при повороте потока от 90 до 180°.

1 Литературный обзор и патентная проработка

Авторское свидетельство SU №1588910 по заявке №987175 от 14.02.1981. Автор С. В. Гаджиев.

Скважинная штанговая насосная установка.

Изобретение может быть использовано при откачке высоковязких и высокогазирован¬ных пластовых жидкостей из скважин механизированным способом. Цель изобрете¬ния — повышение надежности, эффектив¬ности в эксплуатации и расширение функ¬циональных возможностей установки путем выполнения штангового насоса вставным и увеличения коэффициента наполнения его цилиндра. Неподвижный плунжер (П) 2 насоса I установлен в подвижном ци¬линдре (Ц) 3, связанном с колонной 4 насосных штанг поперечником 5. Попереч¬ник 5 пропущен через симметричные про¬рези 6 штока 7 П 2. Всасывающий и нагне¬тательный клапаны (К) 8 и 9 располо¬жены соответственно в Ц 3 и П 2. Замок 12 замковой опоры 11 связан с П 2 в месте прорезей 6. Опора 13 размещена в колонне 10 насосных труб и установлена с возмож¬ностью взаимодействия с замком 12. В ниж¬ней части колонны 10 концентрично Ц 3 расположен укороченный Ц 14 с всасываю¬щим К 15 с возможностью образования с Ц 3 рабочей нары 16 насоса 1. П 2 и Ц 14 связаны между собой посредством заякоривания замка 12 в опоре 13 при посадке насоса 1. Концентричное расположение Ц 3, 14 и К 8, 15 позволяет применять К с увеличенным проходным сечением.
Изобретение относится к технике добычи нефти, и частности к скважинным штанго¬вым насосным установкам, и может быть использовано в нефтегазодобывающих от¬раслях промышленности при откачке высоко¬вязких и высокогазированных пластовых жидкостей из скважин механизированным способом.


На рисунке 1.2 схематично представлен скважинный штанговый насос.

 Рисунок 1.2 - Скважинный штанговый насос

Скважинная штанговая насосная уста¬новка содержит штанговый насос 1, непод¬вижный плунжер 2 который установлен в подвижном цилиндре 3. связанном с колон¬ной насосных штанг 4 посредством попереч¬ника 5, пропущенного через симметричные прорези 6 штока 7 неподвижного плун-жера 2, всасывающий 8 и нагнетательный 9 клапаны, расположенные соответственно в подвижном цилиндре 3 и неподвижном плунжере 2, а также колонну насосных труб 10.


Штанговый насос 1 снабжен замковой опорой 11, замок 12 которой связан с не¬подвижным плунжером 2 в месте выполнения симметричных прорезей 6 на его штоке 7. Опора 13 размещена в колонне насосных труб 10 и установлена с возможностью взаимодействия с замком 12. В нижней части колонны насосных труб 10 концентрично подвижному цилиндру 3 расположен дополнительный укороченный цилиндр 14 с всасывающим клапаном 15 с возмож¬ностью образования с основным подвиж¬ным цилиндром 3 дополнительной рабочей пары 16 насоса. Неподвижный плунжер 2 и дополнительный укороченный цилиндр 14 связаны между собой посредством заякоривания замка 12 в опоре 13 при посадке штангового насоса в колонне насосных труб 10. Подвижный цилиндр 3 и непод¬вижный плунжер 2 образуют полость 17, а дополнительный укороченный цилиндр 14 и подвижный цилиндр 3 - полость 18.

Скважинная штанговая насосная уста¬новка работает следующим образом.

При движении подвижного цилиндра 3 вниз, навстречу потоку жидкости, всасы¬вающий 8 клапан открывается и проис¬ходит полное принудительное заполнение по¬лости 17 подвижного цилиндра 3 штанго¬вого насоса 1 высоковязкой жидкостью, нагнетательный клапан 9 закрыт. При дви¬жении подвижного цилиндра 3 вверх вса¬сывающий клапан 8 закрывается, откры-вается нагнетательный клапан 9 и жид¬кость из полости 17 подвижного цилиндра 3 поступает в его надплунжерную полость (не обозначена), причем при повторении этих циклов жидкость по колонне насосных труб 10 поднимается на дневную поверх¬ность. Поперечник 5 постоянно находится под действием растягивающего усилия, образующегося от веса столба жидкости, действующей на площадь кольцевого сече¬ния подвижного цилиндра 3, т.е. площадь между дополнительным укороченным ци¬линдром 14 и подвижным цилиндром 3 (плунжером), который является тяжелым гидравлическим низом, протаскивающим нижний конец колонны насосных штанг 4 вниз в высоковязкой жидкости.

При откачке высокогазированных плас¬товых жидкостей наличие всасывающего клапана 15 в дополнительном укороченном цилиндре 14 дополнительной рабочей пары 16 позволяет осуществлять двойное сжатие жидкости. Первое сжатие происходит при завершении хода подвижного цилиндра 3 вниз, нагнетательный клапан 2 закрыт, а всасывающий клапан 8 открывается и гази¬рованная жидкость из полости 18 пере¬ходит в полость 17 и в связи с тем, что объем полости 17 меньше объема полости 18. происходит сжатие газированной жид¬кости в полости 17, причем при завершении хода подвижного цилиндре 3 вверх нагне¬тательный клапан 9 открывается, а всасы-вающий клапан 8 закрывается и проис¬ходит второе сжатие или дожим газирован¬ной жидкости в надплунжерной полости. При повторении указанных циклов попа¬дающая в объем полости 18 дополни¬тельного укороченного цилиндра 14 жид¬кость подвергается двойному сжатию и, не влияя отрицательно на работу штангового насоса 1, высокогазирозанная жидкость откачивается из скважины (не показана) на линейную поверхность.
Концентричное расположение основного подвижного цилиндра 3 и дополни¬тельного укороченного цилиндра 14 и их всасывающих клапанов 5 и 15 позволяет применить клапаны с увеличенным проход¬ным сечением.
Авторское свидетельство SU №1773288 по заявке №1015113 от 24.04.1981. Автор Б.М. Рылов.

Скважинная штанговая насосная установка.

Использование: при добыче нефти с вы¬соким газосодержанием. Сущность изобре¬тения: в колонне 5 подъемных труб размещены верхний и нижний цилиндры 1, 2 с расположенными в них соответственно верхним и нижним проходными поршнями 6,8 с средствами распределения в виде кла-панов 7, 9. Поршни 6,8 соединены со штан¬гой 15 привода возвратно-поступательного движения и связаны между собой общим полым штоком 11. Цилиндры 1.2 снабжены расположенной между ними перегородкой 12 с отверстием для прохода штока 11, снаб¬женного участком перфорированной повер¬хности. Поверхность выполнена над перегородкой 12 в зоне между нею и порш¬нем 6 при нахождении его в нижней мертвой точке. Цилиндр 2 снабжен участком перфо¬рированной поверхности 14, выполненной под перегородкой 12 в зоне между нею и поршнем 8 при нахождении его в верхней мертвой точке движения.
Изобретение относится к технике добы¬чи нефти и может быть использовано при добыче нефти из нефтяных скважин с преиму¬щественное высоким газосодержанием.
Известна скважинная штанговая насос¬ная установка, содержащая установленные один над другим два штанговых насоса, плунжеры которых жестко соединены цель¬ным штоком и имеют общий привод от стан¬ка-качалки.
Наиболее близкой по технической сущ¬ности и достигаемому эффекту к изобрете¬нию является скважинный штанговый насос, содержащий размещенные в колонне подъемных труб верхний и нижний цилиндры с расположенными в них соответственно вер¬хним и нижним проходными поршнями со средствами распределения в виде клапанов, причем поршни соединены со штангой при¬вода возвратно-поступательного движения и связаны между собой общим полым штоком;
Недостатком данного насоса является сложность конструкции из-за наличия об¬водных каналов для выпуска газа, ненадеж¬ность в обеспечении гидравлической плотности места посадки плоскостных кла¬панов, возможность выброса из насоса об¬ратно в скважину вместе с газом части жидкой фазы, что снижает объемную подачу насоса.
Цель изобретения - повышение эксплу¬атационной надежности и объемной подачи насоса.
Положительный эффект достигается за счет того, что откачиваемая газированная нефть из рабочих объемов цилиндров пере¬давливается в полость подъемных труб, со¬единением поршней нижнего и верхнего насосов проходным штоком, применением шаровых клапанов вместо плоскостных.
Сущностью изобретения является то, что верхний и нижний цилиндры снабжены расположенной между ними перегородкой с отверстием для прохода штока, последний снабжен участком перфорированной повер¬хности, выполненной над перегородкой в зоне между перегородкой и верхним порш-нем при нахождении последнего в нижней мертвой точке его движения, а нижний ци¬линдр снабжен участком перфорированной поверхности, выполненной под перегород¬кой в зоне между перегородкой и нижним поршнем при нахождении последнего в верхней мертвой точке его движения.
Отличительными признаками изобретения от прототипа являются:
- соединение поршней верхнего и ниж¬него цилиндров проходным штоком с воз¬можностью гидравлически плотного перемещения его в перегородке, укреплен¬ной между верхним и нижним цилиндрами;
- снабжение проходного штока участ¬ком перфорированной поверхности, выпол¬ненной над перегородкой в зоне между перегородкой и верхним поршнем при на¬хождении последнего в нижней мертвой точке его движения;
- снабжение нижнего цилиндра участ¬ком перфорированной поверхности, выпол¬ненной под перегородкой в зоне между перегородкой и нижним поршнем при на¬хождении последнего в верхней мертвой точке его движения.
На рисунке 1.3 схематично изображен общий вид насоса.

Рисунок 1.3 - Скважинный штанговый насос

Скважинный штанговый насос включа¬ет установленные один над другим верхний и нижний насосы, верхний цилиндр 1 и ниж¬ний цилиндр 2 которых осесиммётрично и жёстко соединены узлом 3. Нижний цилиндр 2 установлен в замковой опоре 4, укрепленной на колонне подъемных труб 5. Цилиндр 1 содержи! проходной поршень 6 и нагнетательные клапан 7, а цилиндр 2 - проходной поршень 8, нагнетательный клапан 9 и приемный кла¬пан 10. Поршни 6 и 8 соединены проходным штоком 11 с возможностью его возвратно-поступательного и гидравлически плотного перемещения в перегородке 12, укреплен¬ной в верхней части нижнего цилиндра 2. Проходной шток .11 снабжен участком 13 перфорированной поверхности, выполнен¬ной над перегородкой 12 в зоне между пе¬регородкой 12 и верхним поршнем 6 при нахождении последнего в нижней мертвой точке его движения. Нижний цилиндр 2 снабжен участком перфорированной поверхности 14, выполненной под перегородкой в зоне между перегородкой и нижним поршнем 8 при нахождении последнего в верхней мертвой точке его движения. Поршень 6 и 8 вместе с перегородкой 12 образуют в цилиндре 1 надпоршневую полость 16 и подпоршневую полость 17, а в цилиндре 2 - надпоршневую полость 18 и подпоршневую полость 19. В проходном штоке 11 имеется полость 20.

Скважинный штанговый насос работает следующим образом.

В крайнем нижнем положении поршней 6 и 8 полости 16, 17; 18, 19, 20 заполнены неф¬тью, сжатой гидростатическим давлением. При ходе поршней 6 и 8 вверх из крайнего нижнего положения клапаны 7 и 9 закрыва¬ются, а клапан 10 открывается. При этом полости 17,19 увеличиваются, а полости 16, 18 уменьшаются. В результате давление в полостях 17, 19, а также полости 20 умень¬шается, а давление в полостях 16, 18 оста¬ется практически неизменным ввиду постоянного сообщения этих полостей с по¬лостью подъемных труб 5 (условно не обоз¬начена). В результате в полость 19 через приемный клапан 10 всасывается нефть из скважины, часть которой через проходной шток 11 и перфорацию 13 поступает также и в полость 17. Так как полость 17 находится выше полости 19, то при откачке газирован¬ной нефти в полости 17 будет собираться преимущественно газовая фаза. В результа¬те повышается объемная подача насоса. Нефть из полости 18 выдавливается поршнём 8 в полость подъемных труб 5 через перфорацию 14, а из полости 16 также в полость подъёмных труб 5 через выкид на¬соса (условно не обозначен).
При ходе поршней 6 и 8 вниз полости 17 и 19 уменьшаются, полость 18 увеличивает¬ся, а клапан 10 закрывается. В результате давления в полостях 17 и 19 увеличиваются, а в полости 18 остается прежним. После выравнивания давлений над и под поршня¬ми 6 и 8 клапаны 7 и 9 открываются и нефть из полости 19
последовательно через про¬ходной шток 11 и клапан 7 выдавливается в полость подъемных труб 5, а нефть из полости 17 выдавливается в полость подъемных труб 5 через перфорацию 13 и клапан 7. В полость 18 ввиду ее увеличения поступает нефть из полости подъемных труб 5 через перфорацию 14.
Таким образом, скважинный штанговый насос работает как насос двустороннего действия.