Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти введение в специал

Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести:

–влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

–уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

–уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

–утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

–утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия

иоткрытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

–утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

8.3.Эксплуатация нефтяных скважин установками погружных электроцентробежных насосов

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) предназначены для откачки из нефтяных скважин различной глубины пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси. Компоновка УЭЦН в скважине представлена на рис. 18.

71

Рис. 18. Установка центробежного насоса

Наземная часть УЭЦН включает трансформатор, станцию управления и оборудование устья скважины. Подземная часть включает колонну НКТ, на которой погружной агрегат спускается в скважину, бронированный кабель, по которому подается питающее напряжение к погружному электродвигателю, погружной агрегат и электродвигатель, гидрозащита (протектора и компенсатора). Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса, оборудованного приемной сеткой и обратным клапаном. Также в комплект входит сливной клапан, через который сливается жидкость при подъеме установки.

Для работы с ЭЦН используется оборудование устья с уплотнением, герметизирующим место вывода труб и кабеля (рис. 19). Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтанной арматуры и устьями штанговых насосных установок.

72

Рис. 19. Оборудование устья скважины: 1 – крестовик; 2 – разрезной фланец; 3 – тройник; 4 – кабель; 5 – разъемный конус

Принцип действия погружного центробежного насоса состоит в том, что при вращении рабочего колеса увеличивается напор жидкости, протекающей через него. Поскольку одна ступень центробежного насоса создает небольшое давление – порядка 0,05 МПа, для достижения давления, необходимого для подъема жидкости из скважины на поверхность, используют ряд последовательно соединенных ступеней.

Электроцентробежный насос (рис. 20) состоит из набора последовательно установленных в корпусе секций (до 120 в одном блоке), каждая из которых включает в себя направляющий аппарат и рабочее колесо. Направляющие аппараты установлены неподвижно внутри корпуса, а рабочие колеса насажены на один общий вал и соединены с ним призматической шпонкой. Посадочные размеры колес и вала таковы, что рабочие колеса могут свободно перемещаться в осевом направлении. Это позволяет во время работы в установившемся режиме каждому рабочему колесу опираться на торцевой выступ расположенного под ним направляющего аппарата. Благодаря этому осевое усилие, обусловленное перепадом давления, создаваемого каждой ступенью, передается от колеса, минуя вал, на направляющий аппарат и корпус насоса.

73

Рис. 20. Погружной центробежный насос (а): 1 – секция верхняя с ловильной головкой; 2 – секция нижняя; 3 – муфта шлицевая; 4 – пята опорная; 5 – корпус подшипника; 6 – аппарат направляющий; 7 – колесо рабочее; 8 – корпус; 9 – вал; 10 – шпонка; 11 – подшипник скольжения; 12 – втулка защитная; 13 – основание; 14 – сетка фильтра; 15 – муфта приводная. Погружной электродвигатель (б): 1 – муфта; 2 – радиально-опорный узел; 3 – головка верхняя со штепсельной колодкой; 4 – вал; 5 – турбинка циркуляционная; 6 – статор; 7 – ротор; 8 – подшипник скольжения; 9 – фильтр масляный;

10 – основание с обратным клапаном

74

Для уменьшения трения между колесами и направляющими аппаратами устанавливают текстолитовые шайбы, запрессованные в кольцевые пазы, расположенные на колесе. Эти шайбы также уплотняют зазор и препятствуют обратному перетоку жидкости.

Погружной электродвигатель (см. рис. 20) состоит из статора, ротора, головки и основания. В верхней и нижней частях корпуса имеются фланцы для соединения двигателя с протектором и компенсатором. Корпус изготовлен из стальной трубы, к которой с помощью резьбовых соединений присоединены головка и основание двигателя. Магнитопровод статора собран из активных и немагнитных жестей, в пазах которых располагается обмотка.

К концам обмотки статора припаяны выводные концы из многожильного медного провода, соединяющие их со штепсельными гильзами, в которые входят штепсельные наконечники кабеля. Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. Диаметр электродвигателей, определяемый внутренним диаметром эксплуатационной колонны, находится в пределах от 96 до 130 мм. Частота вращения двигателей всех типоразмеров одинакова и равна 3000 мин–1 при частоте тока 50 Гц. Двигатель рассчитан на работу при температуре окружающей среды, не превышающей 90 °С.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя и состоит из протектора и компенсатора. Протектор имеет две камеры, заполненные рабочей жидкостью электродвигателя. Камеры разделены эластичными элементами – резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями. Вал протектора вращается в трех подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые нагрузки. Выравнивание давления в протекторе с давлением в скважине происходит через обратный клапан, расположенный в нижней части протектора.

Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом – резиновой диафрагмой, заполненной рабочей жидко-

75

стью электродвигателя. Полость за диафрагмой сообщается cо скважиной отверстиями.

Кабель состоит из медных одноили многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности, подушки и брони.

При значительном газосодержании у приема насоса в насосе может возникнуть газовая пробка, что приводит к скачкам давления и выходу насоса из строя. Газ не смазывает подшипники в достаточной степени, при этом КПД насоса снижается. Если приходится сепарировать газ, то общий КПД лифта скважины уменьшается, поскольку наличие газа существенно повышает КПД НКТ. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей от 25 до 55 % (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают модуль-газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.

ТипичнаяхарактеристикаустановкиЭЦН приведена нарис. 21.

Рис. 21. Характеристика установки ЭЦН

Насос необходимо подбирать по дебитам и напорам в области наибольшего КПД и минимальной потребной мощности.

76

8.4. Эксплуатация скважин винтовыми насосами

Недостатками УШСН и УЭЦН являются сложность в обслуживании, неустойчивость в работе при добыче жидкости с высоким содержанием механических примесей и газа. С целью устранения отмеченных недостатков, а также для решения проблемы откачки жидкости повышенной вязкости разработаны установки винтовых насосов, обладающие целым рядом преимуществ перед насосами других типов. По сравнению с УЭЦН при эксплуатации установок винтовых насосов (УВН) имеет место весьма малое перемешивание перекачиваемой жидкости, что предотвращает образование стойких эмульсий из нефти и воды. Отсутствие клапанов

исложных проходов определяет простоту конструкции и снижает гидравлические потери. Насосы обладают повышенной надежностью (особенно при откачке жидкостей с механическими примесями) вследствие того, что имеют минимальное число движущихся деталей, просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны. При перекачке жидкости повышенной вязкости снижаются перетоки через уплотняющую контактную линию между винтом

иобоймой, что улучшает характеристику насоса.

Конструкция винтового насоса представляет собой два главных узла: стальной винт (ротор) с однозаходной винтовой поверхностью и двухзаходную резиновую обойму (статор), запрессованную в стальную трубу (рис. 22). Статор представляет собой металлическую трубу, в которую запрессован эластомер – материал, устойчивый к воздействию механических примесей, нефти и кор- розионно-активной воды.

В процессе вращения ротор совершает планетарное движение – вокруг собственной оси и оси всасывания и нагнетания. Это позволяет придать насосу характер объемного приема и перекачки жидкости, что было весьма эффективно при эксплуатации скважин с вязкой нефтью, с большим содержанием газа и механических примесей.

Общий вид установки представлен на рис. 23 [1].

77

Рабочие характеристики УВН (одновинтового насоса) определяются по следующим формулам.

1. Теоретическая производительность насоса, м3/сут,

Qт = 4e · D · T · n/60,

где е – значение эксцентриситета между центром сечения винта и статора, м; D – диаметр сечения винта, м; Т – шаг двухзаходного винта, м; п – частота вращения винта, мин–1.

2. Фактическая производительность насоса

Qф = Qт · ηо,

где ηо – объемный КПД насоса.

3. Мощность, подводимая к валу насоса, кВт,

N = QHρжg , 102η

где Q – производительность насоса, м3/сут; Н – напор столба жидкости, м; ρж – плотность жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; η – общий КПД насоса.

4. Общий КПД насоса

η = ηо · ηг · ηм,

где ηо – объемный КПД насоса, ηо = Qф/Qт; ηг – гидравлический КПД насоса, ηг = Нф/Нт; ηм – механический КПД (учет потерь энергии на преодоление трения в подшипниках, винта в обойме, вала в сальниках, вала и шарнира о жидкость), ηм = (N – Nм п)/N, здесь Nм п – мощность, расходуемая на механические потери.

Применение винтовых насосов в добыче нефти началось в 1960 г. Показатели работы опытных экземпляров насосов были следующими: коэффициент подачи 0,81–0,91; межремонтный пе-

риод – 169–255 сут.

Благодаря нечувствительности к свободному газу винтовые насосы идеальны для перекачки высокогазированных нефтей. Они являются более износоустойчивыми при добыче нефти, содержа-

79

щей механические примеси, так как твердые частицы, проходя через насос, вдавливаются в эластомер обоймы (статора), который деформируется, но не истирается [4, 7].

Одним из ограничивающих применение винтовых насосов параметров является наличие углекислоты и свободного диоксида углерода в добываемой продукции, что вызывает разрушение эластомера, поэтому вводится ограничение на содержание этих компонентов в добываемой жидкости, количество которых не должно превышать 1000 мг/л.

8.5. Эксплуатация скважин установками электродиафрагменных насосов

Одной из характерных особенностей разработки нефтяных месторождений является существенное увеличение числа малодебитных скважин. Наиболее распространенными при эксплуатации таких скважин являются установки скважинных штанговых насосов. Однако при увеличении интенсивности искривления ствола скважины и обводненности продукции, а также при наличии в откачиваемой жидкости твердых механических примесей имеет место резкое уменьшение межремонтного периода работы скважин, оборудованных УШСН, что обусловлено заклиниванием или повышением износа плунжера насоса, обрывом и истиранием насосных труб и штанг. Для таких условий эксплуатации были разработаны установки электродиафрагменных насосов (УЭДН), которые относятся к бесштанговым насосам, что определяет их эксплуатационные качества.

Отличительными конструктивными особенностями диафрагменного насоса являются изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью.

По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом: рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости.

80