3.5. Турбонасосные установки

Турбонасосные установки предназначены для добычи нефти из скважин средних и высоких дебитов и представляет собой сложный агрегат с лопастной турбиной и центробежным насо­сом (рис. 3.25).

Турбонасосный агрегат включает в себя лопастную турбину, вал которой соединен с валом центробежного насоса.

Рис. 3.25. Турбонасосная установка для добычи нефти

1 — система очистки и подготовки рабочей жидкости; 2 — силовой насос; 3 — устье­вая арматура; 4 — скважина; 5 — колонна труб; 6 — турбина; 7 — центробежный на­сос; 8 — пакер

Турбина приводится в действие при закачке в нее с поверхности рабочей жидкости. Цент­робежный насос отбирает из скважи­ны жидкость и нагнетает ее на поверх­ность. Рабочая жидкость, отработавшая в турбине, выходит в тот же канал, что и добытая жидкость, и в смеси с ней поднимается на поверхность. На по­верхности смесь разделяется, и добы­тая жидкость с нефтью идет в промыс­ловую сеть, а рабочая жидкость (в боль­шинстве случаев вода) поступает в по­верхностный насос и далее в скважину для привода погружной турбины.

Такие насосы предназначены для отбора больших количеств жидкости из скважин (400—500 м³/сут и более) с относительно малых глубин (в опыт­ных образцах 200—1000 м).

Преимущество такой насосной ус­тановки — возможность отбора боль­ших количеств жидкости из скважи­ны при достаточно высокой эффективности (КПД около 0,3— 0,25). При этом возможна эксплуатация наклонно-направлен­ных скважин. Установка может быть выполнена сбрасываемой в скважину при увеличенной частоте вращения вала. Это суще­ственно снижает объем ремонтных работ на скважине.

Однако недостатки этой установки пока не преодолены. Боль­шие объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, тре­буют обустройства ее каналами со значительными проходными сечениями. В скважинах с обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм это трудновыполнимо. На поверхности необходимо организовать очистку и подготовку больших количеств рабочей жидкости, что приводит к установке металлоемкого оборудова­ния, требует затрат на его обслуживание.

Фирма Weir Pumps (Великобритания) разработала несколько типоразмеров турбонасосов, рабочие параметры которых приве­дены ниже.

Подача, м³/сут .до 3000

Мощность турбины, кВт 50+750

Частота вращения вала, об./мин….. 5000+15000

Диапазон рабочих температур, °С….до 200

Кроме того, существуют особые конструкции турбонасосов для работы при более высоких температурах.

Турбонасосы имеют следующие преимущества:

• отсутствие погружного электродвигателя и кабеля исключает все сложности выполнения спускоподъемных операций в скважинах со значительной кривизной ствола, позволяет использовать турбонасосы для подъема жидкостей с высокими температурами, в том числе из геотермальных скважин;

• незначительная габаритная длина скважинного агрегата по а сравнению с электроприводными центробежными насосами дает возможность применять его в скважинах с большой ин­тенсивностью набора кривизны, облегчает транспортные и монтажные, работы;

• отсутствие клапанов в скважинном насосном агрегате обуслов­ливает использование турбонасоса практически без ограничений по кривизне ствола скважин вплоть до горизонтальных;

• подшипники насоса и турбины гидростатического типа, что обеспечивает прочную и надежную работу опоры ротора агрегата; смазка подшипников выполняется предварительно очи­щенной и подготовленной жидкостью, что защищает подшип­ники от воздействия абразивных компонентов скважинной жидкости;

• гибкость регулирования рабочих характеристик, широкий ра­бочий диапазон плавного изменения подачи насоса;

• возможность применения скважинного турбонасосного агрегата сбрасываемого типа;

• неограниченность глубины спуска турбонасоса;

• в скважину могут вводиться различные химические реагенты, ингибиторы коррозии, деэмульгаторы и др.;

• можно применить различные методы глушения скважин пе­ред под­зем­ным ремонтом, в том числе при нахождении турбонасосного агрегата в скважине.

Для спуска турбонасосного агрегата в скважину используют­ся стандартные НКТ и оборудование, применяемые в нефтяной промышленности. Силовые поверхностные насосы выбираются из множества стандартных насосов компании Weir Pumps' таким образом, чтобы обеспечивать любой эксплуатационный режим скважинного турбонасосного агрегата. Как и скважинные на­сосные агрегаты, поверхностные силовые насосы разработаны и изготовляются с использованием новейших технологий. Эти на­сосы практически безотказны в работе на нефтяных промыслах, Наиболее часто применяются следующие типы поверхностных установок:

• силовой насос поверхностный с подачей рабочей жидкости до 56 м³/ч, дав­лением до 42,7 МПа, предназначенный для обеспечения работы скважинных турбонасосов в одной или двух спаренных скважинах (турбонасосы используются на промыслах Forties компании British PetroLeum);

• силовой поверхностный насос с подачей рабочей жидко­сти до 110 м³/ч, давлением до 45,7 МПа, для работы сква­жинных турбонасосов на групповых установках (турбонасосы используются на промыслах AUK компании SheLL);

• силовой поверхностный насос серии ОК с большой подачей рабочей жидкости до 3400 м³/сут, давлением до 40 МПа, применяемый не только для привода турбонасосов, но и для одновременного нагнетания жидкости в пласт (насосы используются на нефтяных промыслах Северной Африки).

Параметры выпускаемых фирмой Weir Pumps турбин и насо­сов для эффективного подъема нефти из скважин диаметром 127...300 мм и глубиной до 2500 м приведены в табл. 3.8. Для изготовления узлов и деталей турбонасоса использованы материалы, обеспечивающие максимальную коррозионную из­носоустойчивость. Наружный корпус турбонасоса и рабочие ко­леса изготовлены из легированных сталей с высоким содержанием хрома. Рабочие элементы статора и ротора турбины, втул­ки и кольца, а также подшипники, изготовлены из стеллита (кобальтохромовольфрамовая сталь). Вал изготовляется из сплава К-монель К-500 с пределом текучести 1560,8...1120 МПа.

Таблица 3.8

Марка	Диаметр, мм	Максимальное число рабочих ступеней	Длина, мм	Масса, кг
Турбины
ТЗО	88	50	843	32,2
Т42	120	40	982	69,5
Т55	138	35	1040	97
Т68	172	20	1155	168
Т82	225	20	1425	356
Насоса
ТРР100	98	24	665	28
ТРР135	135	20	788	62
ТРР145	145	18	788	71
ТРР145	145	16	792	61,6
ТРР190	186	10	931	119
ТРР220	216	8	1080	207
ТРР270	270	6	1275	344

В отличие от скважинных электроприводных центробежных насосов с постоянной частотой вращения вала частоту враще­ния и подачу турбонасосных агрегатов можно варьировать в за­висимости от эксплуатационных характеристик скважины и пла­ста. Это достигается изменением подачи жидкости силового по­верхностного насоса. Для глубоких скважин при использовании турбонасосов характерно высокое давление, а для скважин с малыми глубинами спуска — более низкие давления и большие подачи. По специальным таблицам и диаграммам можно подо­брать необходимые параметры и типоразмеры турбонасосов и поверхностных силовых насосов исходя из эксплуатационных условий.

Спуск — подъем скважинного агрегата может выполняться либо на насосно-компрессорных трубах, либо на канате, либо свободным сбрасыванием в сочетании с гидроприводом. Подвод рабочей жидкости может осуществляться как по НКТ (прямая схема), так и по кольцевому межтрубному пространству (обрат­ная схема). Жидкость может поступать в скважину из системы поддержания пластового давления.

К недостаткам этой системы следует отнести необходимость очистки, дегазации и подготовки большого количества жидко­сти, что приводит к увеличению металлоемкости поверхностно­го оборудования и соответственно к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат на обслуживание.

Необходимо также отметить перспективность этого вида обо­рудования на морских промысловых платформах и в труднодос­тупных районах.

В последние десятилетия фирмой Kobe создавались турбонасосные агрегаты свободно сбрасываемого типа, которые подоб­но гидропоршневым насосным агрегатам можно спускать или поднимать из скважины с помощью жидкости. Наземное обору­дование турбонасосной установки аналогично наземной части гид­ропоршневых и струйных установок фирмы Kobe. Турбонасосы фирмы Kobe с аксиальными рабочими ступенями насосов и тур­бин рассчитаны на частоты вращения вала 10000—65000 мин^-1 и перепады давления рабочей жидкости в турбинах до 28 МПа, что обусловливает их повышенную чувствительность к мехпримесям в жидкости.

В установках фирмы Kobe система подготовки рабочей жид­кости для привода турбины и смазки (тонкая очистка) двухсту­пенчатая. Первая стадия очистки реализуется на поверхности, вторая — в глубинном агрегате, в специальном центробежном устройстве тонкой очистки. Из него чистая жидкость распре­деляется для смазки всех подшипников турбины и насоса. Упор­ный подшипник размещен между турбиной и насосом. К двум сторонам его через диафрагмы под высоким давлением подво­дится смазывающая жидкость, что обеспечивает осевое усилие, эффективно противодействующее неуравновешенным осевым нагрузкам в турбомашине.

Конструктивно каналы для смазочной жидкости выполнены в виде продольных прорезей в соответствующих кожухах агрегата, корпус которого состоит из коротких секций, соединенных муфтой. В корпусе размещены центрирующие секции турбины и насоса. Максимальный КПД агрегата диаметром 59 мм не­сколько выше 0,5. С увеличением перепада давления в турбине область режимов работы с высоким КПД существенно расши­ряется. Увеличить напор насоса можно снижением подачи или изменением перепада давления в турбине. Последнее позволяет также сократить расход рабочей жидкости, затраты на ее подго­товку и гидравлические потери в системе, т.е. повысить эффек­тивность в целом. Максимальная расчетная подача турбонасо­са диаметром 59 мм составляет 800 м³/сут, диаметром 73 мм — 1600 м³/сут, диаметром 100 мм — 4000 м³/сут. Длительные про­мысловые испытания турбонасосных агрегатов фирмы Kobe ди­аметром 59 мм подтвердили принципиальную работоспособность скважинного оборудования.