Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА‑Э при эксплуатации фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов — пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0.45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0.15 МПа (порыв трубопровода).

2. Бесштанговые скважинные насосные установки

Насосный способ добычи используется на следующих этапах разработки месторождений после фонтанного способа и в случае неэффективности компрессорного способа отбора жидкости. Для добычи нефти используются штанговые и бесштанговые насосные агрегаты.

Бесштанговые насосные агрегаты включают скважинный насос и скважинный привод, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу может подводиться от поверхностного источника по кабелю при электроприводе либо по трубопроводу при гидро- или пневмоприводе. Мощность таких насосов выше, кроме того проще очистка от отложений парафина с помощью проволочных скребков или покрытий.

Бесштанговые насосные установки классифицируются по виду привода и конструкции насосов.

Привод может быть электрический, гидравлический и пневматический (объемного или динамического действия).

Приводимые в действие насосы, в соответствии с общей классификацией, могут быть лопастными (центробежные, осевые, вихревые) или объемными (возвратно-поступательного действия и роторные).

Наибольшее применение из большого разнообразия конструкций получили центробежные насосы, винтовые и диафрагменные с погружным электродвигателем, а также некоторые разновидности поршневых насосов с объемным поршневым приводом.

Штанговые установки имеют поверхностный привод, скважинный насос и связь между ними посредством металлических штанг. Наибольшее применение для добычи нефти нашли плунжерные штанговые скважинные установки (УШСН).

1. Установки электроприводных центробежных скважинных насосов.

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Данными установками извлекается на поверхность около двух третей от общей годовой добычи нефти в нашей стране.

Электроцентробежные скважинные насосы (ЭЦН) относятся к классу динамических лопастных насосов, характеризующихся большими подачами и меньшими напорами по сравнению с объемными насосами.

Диапазон подач скважинных электроцентробежных насосов - от 10 до 1000 м³/сутки и более, напор - до 3500 м. В области подач свыше 80 м³/сут ЭЦН имеет самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м³/сут КПД насоса превышает 40 %.

Назначение электроцентробежных скважинных насосов.

УЭЦН предназначены для отбора из скважины нефти с содержанием воды до 99 % , содержанием механических примесей до 0,01 % (0,1 г/л) твердостью до 5 баллов по Моосу; сероводорода до 0,001 %, содержанием газа до 25 %. В коррозионностойком исполнении содержание сероводорода может быть до 0,125 % (до 1,25 г/л). В износостойком исполнении содержание мехпримесей – до 0,5 г/л. Допустимый темп набора кривизны ствола скважины - до 2⁰ на 10м. Угол отклонения оси ствола скважины от вертикали – до 40⁰.

Основными производителями погружных центробежных насосов в России являются Альметьевский насосный завод (АО «АЛНАС»), Лебедянский машиностроительный завод (АО «ЛЕМАЗ»), московский завод «Борец». Интересные разработки предлагаются и другими организациями. например, пермским заводом АО «Новомет», изготавливающим методом порошковой металлургии оригинальные ступени погружных центробежных насосов. УЭЦН в России изготавливаются в соответствии с техническими условиями ТУ, за рубежом – в соответствии требованиями API.

Наиболее известные зарубежные производители установок ЭЦН – компания «REDA», «Centrilift», «ODI» и «ESP» (CША). В последние годы большую активность проявляют также изготовители УЭЦН из Китайской Народной Республики (фирма Temtext).

Состав УЭЦН.

На сегодняшний день предложено большое число различных схем и модификаций установок ЭЦН. На рисунке 2.3 приведена одна из схем оборудования добывающей скважины установкой погружного центробежного электронасоса.

На схеме обозначены: компенсатор 1, погружной электродвигатель (ПЭД) 2, протектор 3, приёмная сетка 4 с газосепаратором 5, насос 6, ловильная головка 7, обратный клапан насосный 8, спускной клапан 9, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 10, колено 11, выкидная линия 12, обратный клапан устьевой 13, манометры 14 и 16, устьевая арматура 15, кабельная линия 17, соединительный вентиляционный ящик 18, станция управления 19, трансформатор 20, динамический уровень жидкости в скважине 21, пояса 22 для крепления кабельной линии к НКТ и насосному агрегату и эксплуатационная колонна скважины 23.

Погружной центробежный насос изготавливают в секционном (ЭЦН) или модульном (ЭЦНМ) исполнении.

Насос в секционном исполнении (ЭЦН), в общем случае, содержит нижнюю секцию с приёмной сеткой (рисунок 3.1), среднюю секцию и верхнюю секцию с ловильной головкой, причём средних секций может быть несколько.

Широко применяются варианты комплектации насосов средней секции с дополнительным входным модулем – приёмной сеткой - вместо нижней секции, а также модуль-головкой – вместо верхней секции. В этом случае насосы называются модульными (тип ЭЦНМ).

В тех случаях, когда требуется устранить вредное влияние свободного газа на работу насоса, вместо входного модуля устанавливается насосный модуль-газосепаратор или диспергатор.

Следует отметить, что модульный принцип компоновки ЭЦН, принятый отечественным насосостроением в конце 1980-х годов, в настоящее время подвергается резкой критике некоторыми потребителями и производителями погружных насосных установок. Это связано, главным образом с тем, что у модульных насосов увеличивается число фланцевых соединений между отдельными модулями (секциями, входным модулем, ловильной головкой и т.д.). В ряде случаев это ведёт к уменьшению наработок УЭЦН на отказ, что в наибольшей степени проявляется в тех нефтедобывающих районах, где значительную долю отказов занимают расчленение и полёты установок на забой.

Рисунок 1.1 - Схема установки погружного центробежного насоса в скважине.

Рисунок 2.3 - Схема установки погружного центробежного насоса в скважине.

Поэтому заводы-изготовители УЭЦН в настоящее время комплектуют установки в соответствии с пожеланиями заказчиков, и на промыслах могут встречаться разные исполнения насосов. Например, приемная сетка может быть выполнена в виде отдельного модуля, а может быть установлена непосредственно в нижней секции насоса, что уменьшает число фланцевых соединений. Аналогичным образом ловильная головка насоса может быть отдельным модулем, а может встраиваться в верхнюю секцию насоса.

Основные разновидности ЭЦН:

- по конструктивным параметрам (по диаметру обсадной колонны скважины) ЭЦН подразделяются на следующие группы: 4, 5, 5А, 6, 6А.

- По значению основных рабочих параметров однотипные насосные агрегаты подразделяются на марки (ЭЦНМ5-30-800, ЭЦН5-50-1000)

- по конструктивной схеме насоса агрегаты подразделяются на типы:

- ЭЦН (немодульные)

- ЭЦНМ (модульные)

по конструктивному исполнению ступени

- ступени с плавающими рабочими колесами и жесткозакрепленными;

- ступени одноопорной и двухопорной конструкции;

- ступени центробежные и центробежно-вихревые;

- ступени с рабочими колесами с цилиндрическими лопастями и лопастями наклонно-цилиндрическими (двоякой кривизны);

- ступени с радиальными и осевыми направляющими аппаратами.

по свойствам перекачиваемой среды:

- нормального исполнения (ЭЦН)– до 0,1 г/л мехпримесей

- износостойкие (ЭЦНИ)– до 0,5 г/л мехпримесей

- термостойкие (ЭЦНМТ) – температура в зоне размещения до +140⁰С (обычные – до +90⁰С)

- коррозионно-стойкие (ЭЦНК) – содержание сероводорода до 1,25 г/л (0,125%) (обычные – до 0,001%)

- коррозионно-термостойкие (ЭЦНМКТ)

по способу борьбы с высоким газосодержанием и влиянием газа:

- с газосепаратором

- с диспергатором (измельчителем)

- применением «комбинированных» насосов – установка на приеме насоса ступеней на большую подачу

по типу двигателя и гидрозащиты:

-одно-(ПЭД); двух- (ПЭДС) и многосекционные (РЭДА – до 5 секций)

- с постоянной частотой и переменной;

- с гидрозащитой моноблочной (компенсатор встроен в протектор) и двублочной (протектор и компенсатор);

- с верхним и нижним расположением осевого подшипника.

по наличию специального оборудования для контроля и диагностики (давление, температура, вибрация):

Шифр установки Пример: УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК — установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 125 — подача, м³/сут; 1300 — развиваемый напор, м вод. ст.

Достоинства и недостатки УЭЦН.

Достоинствами УЭЦН по сравнению с другими установками являются:

- широкий диапазон подач;

- возможность эксплуатации в наклонно-направленных скважинах;

- независимость показателей насоса от положения в пространстве;

- меньший износ НКТ, срок службы 5-7 лет;

- отсутствие движущихся частей в наземном оборудовании, что не требует строительства специальных ограждений

Недостатки УЭЦН:

- высокая чувствительность к наличию газа;

- плохо работает в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка;

- невозможность эксплуатации скважин с вязкой жидкостью (при вязкости более 200 сП эксплуатация невозможна);

- низкая термостойкость изоляции ПЭД и кабеля (температура в зоне размещения электродвигателя не более + 90 ˚С);

- Ограниченность применения в наклонно-направленных скважинах.