1.2 Cпуск и подъем погружного агрегата гидравлической поршневой насосной установки

Существует два типа погружных агрегатов:

1. Погружной агрегат, спускаемый в скважину на колонне НКТ.

2. Погружной агрегат сбрасываемого типа, спуск и подъем которого осуществляется силовой жидкостью.

Использование погружных агрегатов сбрасываемого типа является предпочтительным, т.к. отпадает необходимость проведения спуска и подъема погружного агрегата бригадой подземного ремонта скважин с использованием штатной техники. Это обстоятельство является серьезным преимуществом (и, пожалуй, одним из наиболее весомых) ГПНУ.

Наиболее распространенной схемой использования ГПНУ при эксплуатации скважин является двухканальная, при которой силовая жидкость доставляется к погружному гидродвигателю по одному каналу (по колонне НКТ), а отработанная силовая жидкость, смешиваясь с продукцией скважины, поднимается на поверхность по другому каналу. Для погружных агрегатов, спускаемых в скважину на колонне НКТ, двухканальная схема реализуется в двух вариантах (рис. 2):

-- В скважину спускают две колонны НКТ: наружную 3 (большего диаметра) и внутреннюю 5, к нижней части которой крепится погружной агрегат 4. В нижней части наружной колонны 3 закреплен посадочный конус 2, в который садится погружной агрегат 4 при спуске. Уплотнение погружного агрегата в посадочном конусе осуществляется уплотнительным элементом 1, размещенном на хвостовике погружного агрегата. Подача силовой жидкости осуществляется по внутренней колонне НКТ 5, а подъем продукции скважины и отработанной силовой жидкости осуществляется по кольцевому зазору между колоннами НКТ 5 и 3 (рис. 2. а).

- Предварительно в скважину на расчетную глубину спускают и закрепляют в обсадной колонне 6 шлипсовый пакер 7 с посадочным конусом 2. Погружной агрегат 4 спускают на колонне НКТ 5, который садится в посадочный конус 2 и уплотняется уплотнительным элементом 1. Силовая жидкость подается к погружному гидродвигателю по колонне НКТ 5, а продукция скважины вместе с отработанной силовой жидкостью поднимается на поверхность по кольцу между обсадной колонной 6 и НКТ 5 (рис. 2. б).

Очевидно, что каждой из этих схем присущи как преимущества, так и недостатки, но обе они требуют проведения подземного ремонта

Рис. 2. Принципиальная схема спуска погружного агрегата ГПНУ на колонне НКТ

а -- использованы две колонны НКТ; б--использована одна колонна НКТ; 1 -- уплотнительный элемент погружного агрегата; 2 -- посадочный конус; 3 -- наружнаа колонна НКТ; 4 -- погружной агрегат; 5 -- внутренняя колонна НКТ; 6 -- обсадная колонна; 7 -- шлипсовый пакер

Погружные агрегаты сбрасываемого типа работают также, в основном, по двухканальной схеме со спуском в скважину двух колонн НКТ (рис. 3): наружной большего диаметра 1 и внутренней 2.

В нижней части погружной колонны 1 имеется посадочный конус 7. Нижний конец внутренней НКТ имеет уплотнительный элемент 8, который при спуске ее садится в посадочный конус 7. Над уплотнительным элементом внутренней НКТ размещен обратный клапан 6, выше которого установлен посадочный конус 3 с отверстиями 4, в который садится погружной агрегат и уплотняется уплотнительным элементом 5 агрегата, одновременно перекрывающим отверстия 4.

Перед сбрасыванием погружного агрегата колонны НКТ заполняются, как правило, нефтью. Обратный клапан 6 удерживает столб нефти в НКТ. После этого внутрь колонны 2 сбрасывается погружной агрегат, включается наземный силовой насос, и силовая жидкость, поступающая внутрь колонны 2, продавливает погружной агрегат до посадки и фиксации в посадочном конусе 3.

Рис. 3. Принципиальная схема компоноаки нижней части колонн НКТ при использовании погружного агрегата сбрасываемого типа:

1 -- наружная колонна НКТ; 2 -- внутренняя колонна НКТ; 3 -- посадочный конус на внутренней НКТ; 4 -- отверстие; 5 -- уплотнительный элемент агрегата; б -- обратный клапан; 7 -- посадочный конус на наружной НКТ; 8 -- уплотнительный элемент внутренней колонны НКТ

Давление на силовом насосе повышается, и погружной агрегат начинает работать.

При необходимости подъема погружного агрегата силовая жидкость от наземного силового насоса подается в кольцевой зазор между колоннами НКТ 1 и 2. Через отверстия 4 в посадочном конусе 3 силовая жидкость воздействует снизу на погружной агрегат (обратный клапан 6 при этом закрывается), выдавливает его из посадочного конуса 3 и поднимает до устья скважины.

Таким образом, необходимость в бригаде подземного ремонта отпадает.

Очевидно, что при работе по описанной схеме, необходимо иметь дополнительное оборудование для фиксации и удержания погружного агрегата на устье скважины, а также специальное устройство для переключения подачи силовой жидкости из колонны НКТ в кольцевой зазор и наоборот.

Многообразие и сложность как наземного, так и погружного оборудования, необходимость качественной подготовки силовой жидкости (сепарация от свободного газа, удаление из нее воды и очистка от механических примесей) не способствуют широкому промышленному использованию ГПНУ для эксплуатации скважин в России, большинство основных месторождений нефти которой находится в зоне суровых климатических условий.

Расчет основных технологических параметров добывающей системы при эксплуатации ее ГПНУ принципиально ничем не отличается от такового при ее эксплуатации плунжерными насосами (установками скважинных штанговых насосов).

Известны и другие способы насосной эксплуатации скважин, например, установками вибрационных, винтовых или диафрагменных насосов, которые кратко будут рассмотрены ниже и которые подробно изучаются в курсе оборудования для добычи нефти.

С технологической точки зрения расчеты основных параметров добывающей системы при эксплуатации скважин перечисленными установками не отличаются от уже рассмотренных ранее.

Характеристики насоса

В настоящее время выпускаются установки:

УГН25-150-25

УГН40-250-20

УГН100-2000-18

УГН160-380-155

2. Расчет фонтанной эксплуатации скважин

Исходные данные