1. ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕУСТАНОВКИ (ШСНУ)
Прекращениеили отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъеманефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этиминасосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин — отдесятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину отнескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200‑3400 м). ШСНУвключает:
а)наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блокуправления;
б) подземное оборудование — насосно-компрессорныетрубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различныезащитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
/>
Рис. 1. Схема штанговойнасосной установки
Штанговая глубинная насосная установка (рис. 1)состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубнойподвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7,станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насосаустанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра1.1.1Станки-качалки
Станок-качалка(рис.2), является индивидуальным приводом скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки — рама,стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотнойголовкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор скривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов дляизменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены инатяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке. Монтируется станок-качалка на раме,устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира внеобходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощьютормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная длябеспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования приподземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение подуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатнаяподвеска 17 (рис. 2). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндрнасоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выходаплунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работыоборудования.
/>
Рис. 2. Станок-качалкатипа СКД:
1 – подвеска устьевогоштока; 2 ‑ балансир с опорой; 3 ‑ стойка; 4 ‑ шатун; 5 ‑кривошип; 6 ‑ редуктор; 7 ‑ ведомый шкив; 8 ‑ ремень; 9 ‑электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 ‑ ограждение; 12 – поворотнаяплита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 ‑ канатнаяподвеска
Амплитудудвижения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 1) регулируютпутем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения(перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ходбалансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работыстанка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или набалансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным,кривошипным (роторным) или комбинированным.
Блокуправления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях(обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а такжесамозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.
/>
Станки-качалкидля временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном)ходу. Пример — передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».1.2Производительность насоса
Теоретическаяпроизводительность ШСН равна
/>, м3/сут.,
Где1440 — число минут в сутках;
D — диаметр плунжера наружный;
L — длина хода плунжера;
n — число двойных качаний в минуту.
Фактическаяподача Q всегда
Отношение/>, называетсякоэффициентом подачи, тогда Q = Qt an, где an изменяется от 0 до 1.
Вскважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. вчастично фонтанирующих через насос скважинах может быть an >1. Работа насоса считается нормальной, если an =0,6¸0,8.
Коэффициентподачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами
an=ag×aус×aн×aуm,
гдекоэффициенты:
ag — деформации штанг и труб;
aус — усадки жидкости;
aн — степени наполнения насоса жидкостью;
aуm — утечки жидкости.
гдеag =Sпл/S, Sпл — длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг итруб); S — длина хода устьевого штока (задается при проектировании).
Sпл=S — DS,
DS=DSш+DSт,
ГдеDS — деформация общая; S — деформация штанг; DSт — деформация труб.
aус =1/b
гдеb — объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкостипри условиях всасывания и поверхностных условиях.
Насоснаполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачунасоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса
/>
где/> - газовоечисло (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условияхвсасывания).
Коэффициент,характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при егокрайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличивдлину хода плунжера, можно увеличить aн. Коэффициентутечек
/>
гдеgyт — расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтахНКТ); ayт — величина переменная (в отличиедругих факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменениюкоэффициента подачи.
Оптимальныйкоэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи иремонта скважин.
Уменьшениетекущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнениемпараболы
/>, (1.1.)
T — полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина — износплунжерной пары, то Т означает полный, возможный срок службы насоса); m — показательстепени параболы, обычно равный двум; t — фактическое время работы насоса послеочередного ремонта насоса.
Исходяиз критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат наскважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А. Н. Адонинопределил оптимальную продолжительность межремонтного периода
/>, (1.2.)
гдеtp — продолжительность ремонта скважины; Bp ‑ стоимостьпредупредительного ремонта; Bэ — затраты на скважино-суткиэксплуатации скважины, исключая Bp.
Подставивtмопт вместо t в формулу (1.1.), определим оптимальный конечныйкоэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом anопт.
Еслитекущий коэффициент подачи anопт станет равнымоптимальному anопт (с точкизрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановитьскважину и приступить к ремонту (замене) насоса.
Среднийкоэффициент подачи за межремонтный период составит
/>.
Анализпоказывает, что при Bp/(Bэ×T)
Увеличениеэкономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качестваремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт,а также своевременным установлением момента ремонта скважины.
1.3Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
Устьескважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизацииштока. Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволятьвыпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан исмену набивки сальника штока при наличии давления в скважине. До началаремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающейскважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигательдолжен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Невключать, работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционнымуправлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должныбыть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический».Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве. Система замера дебитаскважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира)должны иметь выход на диспетчерский пункт. Управление скважиной, оборудованнойШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС — 01 (и ихмодификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режимуправления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70%потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (
2. БЕСШТАНГОВЫЕСКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
ВУШСН наиболее ответственное и слабое звено-колонна насосных штанг — проводникэнергии от привода, расположенного на поверхности.
В связи с этим разработаны насосные установки спереносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятсяустановки погружных центробежных, винтовых и диафрагменных электронасосов.Электроэнергия в этом случае подается по кабелю, закрепленному на НКТ. Имеютсяглубинные насосы, например, гидропоршневые, струйные, которые используютэнергию потока рабочей жидкости, подготовленной на поверхности и подаваемой вскважину по трубопроводу (НКТ).2.1Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)
Областьприменения УЭЦН — это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважиныс дебитом 10 ¸ 1300 м3/сут и высотойподъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦНсоставляет до 320 суток и более.
Установкипогружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначеныдля откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ имеханические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типаУЭЦНМК — коррозионностойкое.
Установка(рис. 3) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемыхв скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования(трансформаторной подстанции).
Погружнойнасосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) инасос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.
Взависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установкиразделяют на три условные группы — 5; 5А и 6:
— установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колоннойобсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;
— установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм — в скважинах внутреннимдиаметром не менее 130 мм;
— установки группы 6 поперечным габаритом 140,5 мм — в скважинах внутреннимдиаметром не менее 148,3 мм.
/>
Рис. 3. Установка погружного центробежного насоса:
1 – оборудование устьяскважин; 2 ‑ пункт подключательный выносной; 3 ‑ трансформаторнаякомплексная подстанция; 4 – клапан спускной; 5 ‑ клапан обратный; 6 ‑модуль‑головка; 7 – кабель; 8 ‑ модуль‑секция; 9 – модульнасосный газосепараторный; 10 – модуль исходный; 11 – протектор; 12 ‑ электродвигатель;13 ‑ система термоманометрическая.
Условияприменимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механическихпримесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%;сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН)пластовой воды в пределах 6¸8,5.Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специальноготеплостойкого исполнения до +140°С). Примершифра установок — УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК — установка электроцентробежногонасоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 125 — подача, м3/сут; 1300 — развиваемый напор, м вод. ст. На рис. 9представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульномисполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, чтопозволяет индивидуально подбирать оптимальную компоновку установки к скважинамв соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей.
Насосы также подразделяют на три условные группы — 5;5А и 6. Диаметры корпусов группы 5¸92 мм, группы5А — 103 мм, группы 6 — 114 мм.
Модуль-секциянасоса (рис. 4) состоит из корпуса 1, вала 2, пакетов ступеней (рабочих колес — 3 и направляющих аппаратов — 4), верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6,верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух ребер 10 (служат длязащиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11, 12, 13. Рабочиеколеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещениинижних, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колесапередается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющегоаппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о валили прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов.Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей впаз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит изотрезков длиною 400-1000 мм. Направляющие аппараты сочленяются между собой попериферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижнийподшипник 6 и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты вкорпусе. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполненияизготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационномодифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения — измодифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа «нирезист». Валы модулей секций и входных модулейдля насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированнойкоррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ» для насосов повышенной коррозионнойстойкости — из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют наторцах маркировку «М».
/>
Рис. 4. Модуль‑секция насос: 1 – корпус; 2 – вал; 3‑ колесорабочее; 4 ‑ аппарат направляющий; 5 ‑ подшипник верхний; 6 ‑подшипник нижний; 7 ‑ опора осевая верхняя; 8 ‑ головка; 9 –основание; 10 – ребро; 11, 12, 13 ‑ кольца резиновые
Валымодулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5м, унифицированы.
Соединениевалов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (иливала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателяосуществляется при помощи шлицевых муфт.
Соединениемодулей между собой и входного модуля с двигателем — фланцевое. Уплотнениесоединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля сгазосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сеткивходного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосуподсоединяется модуль насосный — газосепаратор (рис. 5).
/>
Рис. 5. Газосепаратор: 1 – головка; 2 – переводник; 3 – сепаратор; 4 –корпус; 5 – вал; 6 – решетка; 7 ‑ направляющий аппарат; 8 – рабочееколесо; 9 – шнек; 10 – подшипник; 11 ‑ основание
Газосепараторустанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективныгазосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в полецентробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ- в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство.Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250¸500 м3/сут, коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.
Двигатель погружного насосного агрегата состоит изэлектродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рис. 6) погружные трехфазныекоротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкогоисполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭДмодернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа.Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530¸2300 В, номинальный ток 26¸122,5 А.
/>
Рис. 6. Электродвигатель серии ПЭДУ: 1 – соединительная муфта; 2 – крышка; 3 –головка; 4 – пятка; 5 – подпятник; 6 ‑ крышка кабельного ввода; 7 –пробка; 8 – колодка кабельного ввода; 9 – ротор; 10 – статор; 11 – фильтр; 12 –основание
Гидрозащита(рис. 7) двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновенияпластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсацииизменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя ипередачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.
/>
Рис. 7. Гидрозащита: а – открытого типа; б – закрытого типа; А – верхняя камера; Б – нижняя камера; 1 – головка; 2 – торцевое уплотнение; 3 – верхнийниппель; 4 – корпус; 5 – средний ниппель; 6 – вал; 7 – нижний ниппель; 8 –основание; 9 ‑ соединительная трубка; 10 – диафрагма
Гидрозащитасостоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могутбыть три варианта исполнения гидрозащиты.
Первыйсостоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняякамера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см3,не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя — маслом МА‑ПЭД,что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемовжидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьернойжидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.
Второйсостоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которыхприменяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объемажидкого диэлектрика в двигателе.
Третий- гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного надэлектродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя.Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкостипо валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125¸250 кВт, масса 53¸59 кг.
Систематермоманометрическая ТМС — 3 предназначена для автоматического контроля заработой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимовработы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температурепогружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземнаяи наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазонрабочих температур от 25 до 105оС.
Масса общая 10,2 кг (см. рис. 3).
Вкомплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель,трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство,газосепаратор и комплект инструмента.2.2Установки погружных винтовых электронасосов
Установкипогружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены дляоткачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости (до 1×103 м2/с) температурой 70оС, ссодержанием механических примесей не более 0,4 г/л, свободного газа на приеменасоса — не более 50% по объему.
Установкапогружного винтового сдвоенного электронасоса состоит из насоса,электродвигателя с гидрозащитой, комплектного устройства, токоподводящегокабеля с муфтой кабельного ввода. В состав установок с подачами 63, 100 и 200 м3/сутвходит еще и трансформатор, так как двигатели этих установок выполненысоответственно на напряжение 700 и 1000 В.
Установкивыпускаются для скважин с условным диаметром колонны обсадных труб 146 мм.
Сучетом температуры в скважине установки изготавливают в трех модификациях:
длятемпературы 30оС (А);
длятемпературы 30¸50оС (Б);
длятемпературы 50¸70оС (В, Г).
/>
Рис. 8. Установки погружного винтового сдвоенного электронасоса: 1 –трансформатор; 2 – комплектное устройство; 3 ‑ пояс крепления кабелей; 4 ‑насосно‑компрессорная труба; 5 – винтовой насос; 6 – кабельный ввод; 7 –электродвигатель с гидрозащитой
В обозначении установок в зависимости от температурыдобываемой жидкости введены буквы А, Б и В (Г). Например, УЭВН5‑16-1200Аили УЭВН5‑200-900В.
Всеустановки комплектуют погружными двигателями типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51.
Приводомвинтовых насосов служит электродвигатель трехфазный, асинхронный,короткозамкнутый, четырехполюсный, погружной, маслонаполненный. Исполнениедвигателя вертикальное, со свободным концом вала, направленным вверх.
Гидрозащитапредохраняет его внутреннюю полость от попадания пластовой жидкости, а такжекомпенсирует температурные изменения объема и расхода масла при работедвигателя. С помощью гидрозащиты осуществляется выравнивание двигателя сдавлением в скважине на уровне его подвески.
Внутренняяполость двигателей заполнена специальным маслом высокой диэлектрическойпрочности.
Установкиобеспечивают подачу от 16 до 200 м3/сут, давление 9¸12МПа; КПД погружного агрегата составляет 38¸50%; мощность электродвигателя 5,5, 22 и 32 кВт; масса погружногоагрегата 341¸713 кг; частота вращения — 1500 мин-1.2.3Установки погружных диафрагменных электронасосов
Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5предназначены для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин преимущественно спескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклоннымистволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.
Содержаниепопутной воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальная массоваяконцентрация твердых частиц 0,2% (2 г/л); максимальное объемное содержаниепопутного газа на приеме насоса 10%; водородный показатель попутной воды рН=6,0¸8,5; максимальная концентрация сероводорода 0,001% (0,01 г/л).
Примечания:
1. Значения показателей указаны при перекачивании воды плотностью 1000 кг/м3температурой 45°С при напряжении сети 380 В и частотетока в сети 50 Гц.
2. Эксплуатация при давлении на выходе насоса, превышающем номинальноезначение, не допускается.
Изготовитель:Машиностроительный завод им. Сардарова, г. Баку.
Электронасос(рис. 9 насос и электродвигатель в одном корпусе) содержит асинхронныйчетырехполюсный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос сэксцентриковым приводом и пружиной для возврата плунжера. Муфта кабелясоединяется с токовводом.
/>
Рис. 9. Погружной диафрагменныйэлектронасос: 1 – токоввод; 2 – нагнетательныйклапан; 3 – всасывающий клапан; 4 – диафрагма; 5 – пружина; 6 – плунжерныйнасос; 7 – эксцентриковый привод; 8 – конический редуктор; 9 –электродвигатель; 10 — компенсатор
Установкиобеспечивают подачу от 4 до 16 м3, давление 6,5¸17 МПа, КПД 35-40%, мощность электродвигателя 2,2¸2,85 кВт; частота вращения электродвигателя — 1500 мин-1,масса от 1377 до 2715 кг.2.4Арматура устьевая
скважинный насос нефть газолифтный
Для герметизации устья нефтяных скважин,эксплуатируемых погружными центробежными, винтовыми и диафрагменнымиэлектронасосами, применяют устьевую арматуру типа АУЭ-65/50-14 или устьевоеоборудование типа ОУЭ‑65/50‑14. Арматура типа АУЭ-65/ 50-14 состоитиз корпуса, трубной подвески, отборника давления с пробоотборником, угловыхвентилей, перепускного клапана и быстросборного соединения (рис. 10).
/>
/>
Рис. 10. Устьевая арматура типа АУЭ: 1- перепускной клапан; 2 — манжета; 3 — уплотнение кабеля; 4 ‑ пробковыйкран; 5 ‑ патрубок; 6 — зажимная гайка; 7 ‑ трубная подвеска; 8 — корпус; 9,12,13 — угловые вентили; 10 ‑ отборник проб, 11 — быстросъемноесоединение2.5Установки гидропоршневых насосов для добычи нефти (УГН)
СовременныеУГН позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, смаксимальным дебитом до 1200 м3/сут. при высоком содержании вскважинной продукции воды.
Установкигидропоршневых насосов — блочные автоматизированные, предназначены для добычинефти из двух — восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин взаболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах.Откачиваемая жидкость кинематической вязкостью не более 15×10-6 м2/с (15×10-2Ст) с содержанием механических примесей не более 0,1 г/л, сероводорода не более0,01 г/л и попутной воды не более 99%. Наличие свободного газа на приемегидропоршневого насосного агрегата не допускается. Температура откачиваемойжидкости в месте подвески агрегата не выше 120оС.
Установкивыпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм.
Климатическоеисполнение — У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования — 1,погружного — 5 (ГОСТ 15150-69).
Гидропоршневаянасосная установка (рис. 11) состоит из поршневого гидравлического двигателя инасоса 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенногона поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки.Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется впосадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой вскважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляетжидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершаетвертикальные возвратно-поступательные движения.
Нефтьиз скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевоепространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это жепространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. покольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемаярабочая жидкость.
При необходимости подъема насоса изменяетсянаправление нагнетания рабочей жидкости — её подают в кольцевое пространство.Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным исовместным движением добываемой жидкости с рабочей и т.д.
/>
Рис. 11. Схема компоновки оборудованиягидропоршневой насосной установки: а – подъем насоса; б – работанасоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающийтрубопровод; 4 – силовой насос; 5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкиднаялиния; 8 – напорный трубоопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 – 63 ммтрубы; 11 – 102 мм трубы; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос(сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 –обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытойжидкости2.6Струйные насосы
Струйно-насоснаяустановка представляет собой насосную систему механизированной добычи нефти,состоящую из устьевого наземного и погружного оборудования. Наземноеоборудование включает сепаратор, силовой насос, устьевую арматуру, КИП;погружное оборудование — струйный насос с посадочным узлом (рис. 12).
Струйныенасосы отличаются отсутствием подвижных частей, компактностью, высокойпрочностью, устойчивостью к коррозии и абразивному износу, дешевизной. КПДструйной установки приближается к КПД других гидравлических насосных систем.Рабочие характеристики струйного насоса близки к характеристикамэлектропогружного насоса.
Струйныйнасос (рис. 13) приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости(лучше нефти или воды), нагнетаемой в НКТ 1, соединенные с соплом 2. Припрохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором 4 приобретает большуюскорость и поэтому в каналах 3 снижается давление. Эти каналы соединены черезполость насоса 5 с подпакерным пространством 6 и пластом, откуда пластоваяжидкость всасывается в насос и смешивается в камере смешения с рабочей. Смесьжидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается наповерхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрическихрядах труб) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости. Насос можетоткачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в сложнейших условиях(высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количествасвободного газа и песка в продукции и т.д.). По данным НИПИ Гипроморнефтегаз срокслужбы струйного насоса в абразивной среде не менее 8 мес., теоретический отборжидкости до 4000 м3/сут. максимальная глубина спуска — 5000 м, массапогружного насоса 10 кг. В 1971 г. Крецом В.Г. были обоснованы и предложены схемыструйных установок для целей испытания, освоения и эксплуатации нефтяныхскважин (НИИ ВН при ТПУ). Тогда внедрены были струйные установки для откачкипитьевой воды из скважин (разработанные под руководством В.С. Арбит и С.Я. Рябчикова).
/>
Рис. 12. Струйно‑насосная установка: 1 – струйныйнасос; 2 – ловитель; 3 – силовой насос; 4 ‑ сепаратор; 5 – продуктивныйпласт
/>
Рис. 13. Схема струйного насоса: 1 — насосно-компрессорные трубы; 2 — сопло; 3 ‑ каналы; 4 ‑ диффузор;5 — входная часть насоса; 6 ‑ подпакерное пространство
2.7 Винтовые погружныенасосы с приводом на устье скважины
На рис. 14 показана схема винтового насоса «фирмы»Гриффин". На устье скважины находится двигатель (газовый,электрический, гидравлический), который через редуктор вращает штанговуюколонну и ротор винтового насоса по часовой стрелке. Винтовые насосыперспективны для применения при работе на нефтяных месторождениях.
/>
/>
Рис. 14. Схема винтовогонасоса фирмы «Гриффин»
3. ОБОРУДОВАНИЕГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Системыгазлифтной добычи зависят от источника рабочего агента:
а)используется отделенный от скважинной продукции газ (необходимы подготовка газаи его сжатие);
б)при наличии внешнего источника, таких как газовый пласт, газопровод,газоперерабатывающий завод следует использовать бескомпрессорную газлифтнуюсистему (отличается простотой);
в)применение системы эрлифта с использованием воздуха в качестве рабочего агента.
Газлифтныйспособ добычи нефти, при котором жидкость поднимается из забоя за счет энергиигаза, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины, продукциякоторых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с высокойобводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким динамическимуровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта.
Существуетдве основные разновидности газлифта — периодический и непрерывный. При этом газможет подаваться в скважину по кольцевому пространству (кольцевая система) илипо НКТ (центральная система).
Нижеприводится описание оборудования схемы закрытой установки типа ЛН (непрерывногогазлифта кольцевой системы).3.1Газлифтная установка ЛН
Газлифтнаяустановка ЛН (рис. 15) предназначена для добычи газлифтным способом изусловно-вертикальных и наклонно-направленных скважин. Рабочая среда — нефть,газ, пластовая вода с содержанием СО2 до 1% и механических примесейдо 0,1 г/л.
Оборудованиепредусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатациина газлифтный без подъема скважинного оборудования.
Установкавключает в себя скважинные камеры КТ1, газлифтные клапаны 2Г или 5Г, пакер 2ПД-ЯГс гидравлическим управлением, ниппель, глухую и циркуляционную пробки.
/>
Рис. 15. Газлифтная установка ЛН:
1 – фонтанная арматура; 2– скважинная камера; 3 ‑ колонна насосно‑компрессорных труб; 4 –газлифтный клапан; 5 – пакер; 6 – приемный клапан; 7 – ниппель приемногоклапана
Впериод фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливаютсяпробки. При переводе скважины на газлифтный способ эксплуатации пробкизаменяются газлифтными клапанами.
Послеспуска скважинного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и посадки пакера, атакже замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространствоскважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под давлениемнагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в скважине все газлифтныеклапаны открываются и жидкость перетекает из затрубного пространства вподъемные трубы.
Уровеньжидкости в затрубном пространстве понижается. При обнажении первого клапананагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и выбрасывает столб жидкости вышеклапана. Давление в подъемных трубах на глубине установки первого клапанауменьшается, и жидкость из затрубного пространства продолжает перетекать черезнижние клапаны в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространствепонижается и обнажается второй клапан.
Таккак давление закрытия первого верхнего клапана меньше давления открытия второгоклапана, первый клапан закрывается. Нагнетаемый газ начинает поступать вподъемные трубы через второй клапан. Столб жидкости выше второго клапанааэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубинерасположения второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему перетокужидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующиеклапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и достигаеттретьего клапана. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы черезтретий клапан. Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает понижатьсяи в момент обнажения третьего клапана закрывает второй.
Процесспродолжается до вступления в работу низшего рабочего клапана, когда газпоступает в подъемные трубы через рабочий клапан, а все вышерасположенные(пусковые) клапаны закрыты.
Работаскважины на заданном технологическом режиме осуществляется через нижний клапан.
/>
Наиболеешироко применяются газлифтные установки ЛН рассчитаны на рабочее давление 21 и35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования — 5000 м,температуру скважинной среды до 120°С и имеют массуот 185 до 585 кг.
Периодическийгазлифт осуществляется путем прерывной подачи агента в скважину, т.е. циклами.
Дляповышения эффективности периодического газлифта может применяться плунжер — своеобразный поршень, движущийся в трубах одноразмерной колонны с минимальнымзазором 1,5¸2,0 мм, чтобы уменьшить величинуотекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимаемый столб жидкости отгаза. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапанавтоматически открывается, плунжер падает вниз, а при ударе о нижний амортизаторпроисходит закрытие клапана и плунжер готов к следующему циклу. Плунжерный лифтможет работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство.
Плунжерныйлифт можно использовать также при непрерывном газлифте и фонтанной эксплуатациискважины.
Вдругих установках, например, при эксплуатации скважин гидропакернымавтоматическим поршнем, последний не имеет проходного отверстия и послеперемещения к устью скважины нагнетательным газом падает вниз после прекращенияподачи газа. Зазор между поршнем и колонной НКТ — 2,5¸4 мм. Дебит скважин — 1¸20 т/сут.
Внастоящее время распространение установок периодического газлифта невелико./>