32. Винтовые насосы для добычи нефти. Назначение и принцип действия. Подача винтового насоса. Преимущества и область применения винтовых насосов.

Осн-е элементы ВН: ротор, статор. Осн-е пар-ры ВН: диаметр ротора, длина шага статора l_ст, и e- эксцентриситет. ВН состоит из ротора в виде винта или спирали с шагом l_рот и статора в виде 2ой спирали с шагом l_ст в 2раза превышающей шаг ротора, т.е. l_ст=2 l_рот.

Поперечные сечения статора и ротора в ВН.

Ротор представляет собой однозаходный винт с плавной нарезкой и изготовленной из высокой прочности стали с хромированным или другим покрытием против истирания.

Статор – двухзаходная винтовая поверхность с шагом в 2 раза >, чем шаг винта ротора, изготовляется из резины или пластичного материала и устанавливается в корпусе насоса. В полости, сформированной м/у статором и ротором, разделены. При вращении ротора полости перемещают как по радиусу, так и по оси. Перемещение полостей приводит к проталкивания ж-ти снизу вверх. иногда ВН называют насосами с перемещенной полостью (принцип капсулизма).в любом поперечном сечении статора лежит круг. Центры их лежат на винтовой линии, ось которой явл-ся осью вращения ротора. В любом поперечном сечении ротора круговое сечение смещено от оси вращения на расстояние e- эксцентриситет.

33. Погружные винтовые насосы (пвн). Принцип действия. Преимущества погружных винтовых насосов. Область применения. Перспективы развития.

УЭВН основные элементы: ВН, ПЭД ,гидрозащита. В качестве привода используется маслонаполненный 4,6,8ми полюсной ПЭД или 2х полюсной с возможн. Частот. Регулир. Оборотов. Использование (при необходимости) частотной регулирования электропривода позволяет получать любую скорость вращения под оптимальную для скв производительность. Структура: наземное оборудование, НКТ, ВН, гидрозащита, ПЭД. При использовании ПЭД в комплект с установкой входит: трансформатор, станция управления, устьевая арматура, 20н.кабель, погружной агрегат с протектором или гидрозащитой. Частота вращения вала в шифре ВН имеется Т-тихоходный.

Рабочие характеристики (рис):

Принцип 20ни-я: Рабочий орган ВН – однозаходный червячный винт, вращающийся в неподвижной обойме. Винт изготовлен из стали или титанового сплава; обойма резиновая в стальном корпусе. Внутренняя пов-ть обоймы представляет двухзаходную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности Тп в 2 раза больше шага винта

Поперечные сечения обоймы в любом месте одинаковы, но повернуты относительно друг друга вокруг оси обоймы. Через расстояние вдоль оси, равное Тп, эти сечения совпадают.

Любое поперечное сечение винта есть круг диаметром D. Центры этих кругов лежат на винтовой линии. Ось винтовой линии является осью вращения всего винта. Расст-е, на кот-м центр поперечного сечения (круга) винта отстоит от его оси, называют эксцентриситетом е. Во время работы насоса винт совершает сложное движ-е. Винт вращ-ся вокруг своей оси. Одновременно ось винта (ось винтовой линии) совершает планетарное движ-е в обратном направлении.

Винт и обойма по своей длине образуют ряд последовательных замкнутых полостей, так как гребень спирали винта по всей длине находится в непрерывном соприкосновении с обоймой.

Эти полости при вращении винта передвигаются от приема насоса к его выкиду. Поскольку при вращении винт в осевом направлении не движется, то ж-ть будет перемещаться вдоль оси на расстояние одного шага при повороте винта на один оборот.

Преимущ-ва: 1. низкие капитальные затраты (с ШГН и ЭЦН при изготовлении, установки, эксплуатации); 2. можно использовать в наклонно-направленных скважинах с большим искривлением ствола; 3. экспл-я в скв-х с повышенным μ, с высоким содержанием мех примесей с повышенным содержанием свободного газа в месте забора пластовой ж-ти; 4. поток нефти из скв поступает равномерно, что исключает вынос песка; 5. наземное оборудование простое, унифицированное с оборудование для ЭЦН; 6. присоединительные размеры установки 21нифицированы с размерами ЦУ. МРП в различных НГДУ РФ составляет 120 -250 суток.(ШГН-710, ЭЦН-800-900). КПД ВН достигает 80%. Шифр отечественный: ЭВНТ5А-100-1000: электр.ВН тихоходный под обсадную колонну 5А с подачей 100 м³/сут и напором 1000 м.

обл-ть примен-я: для ПВН характерна более широкая область рекомендованных режимов при сохранении высоких значений КПД. Это позволяет один и тот же ПВН применять для эксплуатации скважин с различными Ндин. Н-р, д/насосов с напором до Н = 1000 м и подачами от 40 до 100 м3/сут зона оптимального к. п. д. находится в пределах напоров от 350 до 1000 м. Продолжит-ть работы ПВН без подъема в некоторых случаях достигла 16 мес (Туймазанефть). Применение ПВН весьма эфф-но при откачке ВВН. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи.

Перспективы развития ВН: 1. повыш-е кач-ва мат-в рабочих органов. 2. совершенствование технологий их изготовления. 3. оптимизация компоновки, геометрии и режимов экспл-ии рабочих органов ВН.

Дейтсвие. Ротор им-т на 1 заход <, чем статор. Когда они собраны вместе, группа двояковыпуклых полостей, спирально огибающая ротор снаружи, тянется вдоль винтовой линии насоса. Каждая полсть герметично отделена от располож-х рядом полостей с пом. уплотнительных линий. Уплотнит-е линии образ-ся вдоль линии контакта м/у ротором и статором и явл-ся важным моментом д/эфф-й работы нас.. При вращ-ии ротора присх. Постоянное открытие и закрытие полостей и их перемещ-е от приема к подаче нас.. площадь полости м/у ротором и статором ост-ся постоянной на любом сечении по всей длине нас-а, что обеспеч-т непульсирующий поток.

Подача ВН. м/у ротором и статором образуется полость, S, которая равна произведению диаметра ротора d на расстояние 4e. . Осевая длина этой полости равна шагу статора. При повороте ротора на 1 оборот продукция перемещается вдоль его оси на расстояние l_с фактическая уточная подача ВН(м³/сут): за один оборот , суточная или , где e- эксцентриситет, м; D-диаметр ротора; l_р, l_с-соотв-но шаг ротора и статора; n-число оборотов ротора, 1/мин; η-коэф-т подачи установки, доли ед.

Сущ-ет 2 осн-х типа установки ВН: 1. ВН с погружным ЭД (УВНЭ), 2. ВН с поверхностным приводом.

Преимущ-ва ВН: 1. КПД систем ВН сост-т 50-70%. 2. низкие капит-е затраты и расходы на Эл.эн-ю. 3. возмож-ть перекачивания ж-тей с выс. уровнем вязкости, большим сод-м твч и свободного газа. 4. низкие знач-я внутр-х градиентов скорости сдвига, ограничивающие эмульгирование ж-ти. 5. отсутствие клапанов или деталей с возвратно-поступательным движ-м позвол-т предотвратить закупоривание, газ-е пробки или износ клапанов. 6. несложный монтаж и экспл-ция, миним-й V-м необходимого обслуживания. 7. небольш.габариты и низкий уровень шума приводной установки на устье. 8. обеспеч-т сниж-е экспл-х расходов.

Огранич-я по усл-м применения: 1. производительность (1-800 м3/день (5000 баррелей)). 2. выс. подъема ж-ти (3000м (9800футов)). 3. совместимость резиновых деталей с откачиваемыми ж-ми.

t-ра 150 ⁰С (300 ⁰F)

тенденция к возник-ю неустранимых повреждений эластомера при работе без ж-ти даже непродолжит-е время. Возд-е некот-х ж-тей приводит к разбуханию и порче эластомерного мат-ла.

1. Последовательный допуск труб

Башмак подъемных труб в этом случае спускается под статический уровень не на проектную глубину, а на такую, при которой можно продавить скв-ну имеющимся давл-ем Рк (давл-е компрессора или в газовой линии). Глубина спуска башмака под уровень находится из формулы пускового давл-я путем приравнивания ее к величине имеющегося давления рк

Рк = Рпуск=h₁∙ρ∙g(1+α∙fг/fж)

откуда

После спуска башмака труб под уровень на глубину h_i скв-на пускается и продувается до выхода из скв-ны чистого газа. При этом часть ж-ти из скв-ны выбрасывается. После этого арматура устья снимается, и колонна подъемных труб спускается ниже на величину h2<h1, после чего снова ставится арматура и скважина снова продувается до чистого газа. Так делается пока башмак труб не достигнет проектной глубины. При каждом очередном допуске труб погружение h_i+1 и берется на 10 — 30 % меньше, чем погружение /г, в предшествующем допуске. Последовательный допуск труб применим в скв-х, имеющих очень малый коэф-т продуктивности, а следоват-но, медленное восстановление уровня в промежутках м/у очередными продувками скв, т.к. после очередной продувки необходимо разобрать устьевую арматуру, осуществить допуск труб и снова собрать арматуру для следующей продувки.

3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную

Переключение скв с кольцевой системы на центральную только на период ее пуска ум-ет пусковое давл-е при однорядном подъемнике в 8,49:1,1335 = 7,5 раза. При двухрядном — такое переключение дает незначительный эффект и пусковое давл-е ум-ется всего лишь на 11 %. Поэтому при однорядном лифте переключение на центральную систему пуска может оказаться очень эфф-м средством. После пуска скв лифт переключается на кольцевую систему для нормальной ее эксплуатации.

4. Задачка ж-ти в пласт

Если скв при репрессии хорошо поглощает ж-ть, то закачкой газа и выдержкой скв под давл-м достаточно длит-е время м.задавить ж-ть в пласт. Уровень опустится, дойдет до башмака и скважина будет пущена. Длительность выдерживания скв под максимальным давл-ем зависит от ее. Чем > поглотительная способность скв, тем время выдержки <.

2. Применение пусковых отверстий

Схема скв с пусковыми отверстиями. (рис)

На НКТ ниже Нстат сверлятся пусковые отверстия. При закачке газа в межтрубное простр-во опускающийся уровень ж-ти обнажает первое отверстие, через кот-е газ поступает в НКТ, разгазирует в них ж-ть до такой степени, что она начинает переливать. После перелива ж-ти раве-во давл-й в межтрубном простр-ве и в НКТ на уровне отверстия нарушается. Для восстановления рав-ва давл-й уровень в межтрубном простр-ве опускается на определенную величину, зависящую от давл-я компрессора и плотности ГЖС в НКТ. Если на этой глубине сделать новое отверстие, то после его обнажения через него пойдет газ в НКТ из затрубного простр-ва. Вследствие усиливающегося поступления газа в подъемник (работа двух отверстий) выброс ж-ти увеличится, равенство давл-й внутри НКТ на уровне второго отверстия и в межтрубном простр-ве снова нарушится и для его восстановления уровень в межтрубном пространстве снова опустится на некоторую глубину, где должно находиться третье отверстие. Таким способом можно понизить уровень в межтрубном пространстве до башмака НКТ, после чего газлифт перейдет на нормальную работу через башмак. Но при установившейся работе газлифта через эти пусковые отверстия, остающиеся все время открытыми, будет происходить доп-ная утечка газа, что приведет к повышенному удельному расходу нагнетаемого газа, а следовательно, к снижению к. п. д. подъемника по сравнению с его работой при поступлении газа только через башмак. Поэтому эти отверстия после перехода на нормальную работу необходимо закрыть. Для этого используют специальные устройства— пусковые клапаны.

В настоящее время для пуска газлифтных скважин используются более надежные и рациональные методы снижения пусковых давлений с помощью пусковых и рабочих клапанов.