Эксплуатация нефтяных скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования «Гомельский государственный университет имени Франциска Скорины»

Институт повышения квалификации и переподготовки кадров

Специальный факультет по переподготовке кадров

Контрольная работа

по дисциплине «Эксплуатация и ремонт оборудования»

Исполнитель: студент Метельский С.Н.

Проверил: Захаров А.В.

Гомель 2012 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1.      Эксплуатации скважин штанговыми насосами

.1      Штанговые скважинные насосные установки

.2      Штанговые скважинные насосы

.        Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

.1      Роль фонтанных труб

.2      Оборудование фонтанных скважин

.3      Оборудование для предусмотрения открытых фонтанов

.4      Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

.        Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами

.1      Установка погружного центробежного электронасоса

.2      Основные узлы погружного центробежного электронасоса

.3      Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН

1. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

1.1    ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ)

Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м.

Рис.1. Схема установки штангового скважинного насоса

ШСНУ включает:

. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис.1).

Штанговая глубинная насосная установка (рис.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

1.2 ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130⁰С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис.2, 3). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ-1 - вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами (рис.2).

Рис. 2. Насосы скважинные вставные 1 - впускной клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - штанга; 6 - замок.

Рис. 3. Невставные скважинные насосы: 1 - всасывающий клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - захватный шток; 6 - ловитель

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок (исполнение «С» - т.е. с составным цилиндром):

Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:

для НСВ 29 - 57 мм и 1,2 ÷ 6 м;

НСН 32 - 95 мм и 0,6 ¸ 4,5 м.

Обозначение НСН2-32-30-12-0:

- группа посадки;

х100 - наибольшая глубина спуска насоса, м;

х100 - длина хода плунжера, мм;

- диаметр плунжера, мм.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м - для нормальных условий эксплуатации.

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм).

Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика, отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20%.

Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение - полуэллипсное).

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН (табл.1, 2).

Таблица 1

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Р_max на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М _{кр max} на ведомом валу редуктора в кгс/м ( 1 кгс/м = 10^-2кН·м). Станок-качалка (рис.3.15) является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т.е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках. Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис.4). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Таблица 2

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока - 7 на рис.1) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.

Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и электродвигатели АО2 и их модификации АОП2.

Частота вращения электродвигателей 1500 и 500 мин ^-1.

В настоящее время российскими заводами освоены и выпускаются новые модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицированный ряд из 13 вариантов грузоподъемностью от 3 до 12 т.), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-114.00.000 (гидрофицированный). Станки-качалки для временной добычи могут быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.

Рис. 4. Станок-качалка типа СКД:

- подвеска устьевого штока; 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 - поворотная плита; 13 - рама; 14 -противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска

2. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии W_n поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности W_u.

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс:

W₁ + W₂ + W₃ = W_n + W_u,

где W₁ - энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

W₂ - энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

W₃ - энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины; если W_u = 0, то эксплуатация называется фонтанной;

при W_u 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти. Передача энергии W_u осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный. Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Р_пл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования

Р_пл > r·g·h.

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

2.1 РОЛЬ ФОНТАННЫХ ТРУБ

скважина штанговый электронасос фонтанный

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200 миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине. Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

2.2 ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

Трубная обвязка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 5.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление - 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки - крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.

Рис. 5. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры: 1 - ответный фланец; 2 - запорное устройство; 3 - трубная головка; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Фонтанная елка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 6.

Рис. 6. Типовые схемы фонтанных елок:

тройниковые - схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые - схемы 5 и 6 (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец; 7 - крестовина)

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис. 5б).

Типовые схемы фонтанных елок (рис. 6.) включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура - схемы 5 и 6).

Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство - запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 7. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Рис. 7. Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 - фонтанная елка; 2 - трубная обвязка

Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные задвижки со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД - с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5÷10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.

Предельная глубина спуска одноразмерной равнопрочной колонны труб (L_доп), исходя из расчета только на растяжение от собственной силы тяжести, определяют по формуле:

и для гладких труб (по страгивающей нагрузке резьбового соединения)

,

где L_доп - допустимая длина подвески труб, м;

d_m - предел текучести материала труб при растяжении, Па (373÷930МПа)

К - коэффициент прочности, К=1,5;

r  -плотность материала труб, кг/м³ (для стали r= 7800÷7860);

Q_стр - страгивающая нагрузка для труб в Н (для НКГ диаметром 73 мм, стали Д Q_стр = 278 кН);

q_тр - масса 1 м труб, кг.

Основные элементы комплексов - пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м, и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (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).

Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 ¸ 15 мм и больше. Могут применяться быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки. Комплекс устьевого фонтанного оборудования показан на рис. 8.

Рис. 8. Комплекс устьевого фонтанного оборудования: 1 - оборудование обвязки обсадных колонн; 2 - фонтанная арматура; 3 - манифольд; 4 - станция управления арматурой.

2.4 ОСВОЕНИЕ И ПУСК В РАБОТУ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Осуществляется снижением давления на пласт путем:

) последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности (глинистый раствор à вода à нефть);

) использования азота инертного или газа ( вытеснением части жидкости из скважины, ее аэрацией);

) свабирования.

3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ ПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ

Наряду со штанговыми глубинными насосами для эксплуатации нефтяных скважин все большее применение находят бесштанговые, главным образом погружные электрические центробежные насосы. В 1970 г. этими насосами было оборудовано около 5000 скважин, добыча нефти из них составила 84 млн. т.

Для сравнения следует отметить, что в 1970 г. из 37 000 глубинно-насосных скважин было добыто 65 млн. т нефти. Средний дебит одной скважины, оборудованной электрическим центробежным насосом, составил около 120 т/сут, в то время как дебит глубиннонасосной скважины был равен 15 т/сут.

Следовательно, электрическими центробежными насосами эксплуатируются в основном высокодебитные скважины, в то время как штанговыми глубинными насосами эксплуатируются преимущественно малодобитные и среднедебитные скважины.

Характерным для установок погружных электронасосов является отсутствие промежуточного звена - колонны насосных штанг, благодаря чему повышается межремонтный период их работы, который по всему фонду скважин превышает 200 сут; во многих скважинах центробежные насосы работают без подъема 2-3 года.

Наземное оборудование погружных электронасосов отличается простотой и не требует монтажа фундаментов и других сооружений. Поэтому установка этих насосов на новых скважинах может осуществляться в короткий срок и в любое время года. Поскольку центробежный насос и его привод - электродвигатель - находятся в скважине, а не на поверхности земли, обслуживание скважин значительно упрощается и почти одинаково с обслуживанием фонтанных скважин.

3.1 УСТАНОВКА ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА

Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 10) состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (насос, электродвигатель, протектор); колонны подъемных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; кабельного барабана с направляющим роликом; станции управления и автотрансформатора.

Насосный агрегат в собранном виде спускают в скважину на подъемных трубах. Все узлы агрегата (насос, электродвигатель, протектор) имеют самостоятельные валы на подшипниках. Валы соединяются друг с другом шлицевыми муфтами. Кроме того, корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой фланцами.

В погружном электроцентробежном агрегате электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Рис. 10. Схема установки погружного центробежного электронасоса.

- электродвигатель; 2 - протектор; 3 ~ фильтр насоса; 4 -- центробежный насос; 5 - кабель; 6 - подвесной ролик; 7 - кабельный барабан; 8 - автотрансформатор; 9 - станция управления

Ток для питания электродвигателя подводится по специальному бронированному трехжильному круглому кабелю, который опускают вместе с колонной насосных труб и прикрепляют к ним тонкими железными поясами. На участке немного выше насоса и на самом агрегате кабель имеет плоское сечение, что уменьшает габариты агрегата. Плоский кабель крепят к насосу и протектору также поясами.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевого оборудования, ролика, подвешиваемого к вышке, барабана со стойками для кабеля, автоматической станции управления и автотрансформатора. Ролик предохраняет кабель от перегибов при спуско-подъемных операциях. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю. Для защиты от пыли и снега автотрансформатор устанавливают в будке. При помощи станции управления осуществляют ручное управление автоматом и кнопками, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту и защиту от перегрузки, отключение агрегата при коротких замыканиях. Барабан служит для транспортировки кабеля, для облегчения разматывания и сматывания его при спуске и подъеме агрегата из скважины.

Оборудование устья скважины при эксплуатации погружным центробежным электронасосом состоит из тройника и задвижки, установленной на выкидной линии.

Насосные трубы подвешивают на фланце обсадной колонны при Помощи специальной планшайбы.

Работа установки происходит следующим образом. Электроток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю и электродвигателю и приводит его в действие; электродвигатель вращает вал насоса и приводит таким образом в действие центробежный насос.

Во время работы агрегата происходит всасывание жидкости центробежным насосом через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетание ее по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, ^Б трубах над насосом смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают спускной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

3.2 ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА

Насос (рис. 11). Наружный диаметр погружного насоса определяется условием его свободного размещения в обсадной колонне в сборе с плоским кабелем и принят равным 92 мм для обсадной колонны диаметром 146 мм (5") и 114 мм для колонны диаметром 468 мм (6").

Рис. 11. Погружной центробежный электронасос.

Корпус многоступенчатого погружного электронасоса представляет собой стальную трубу, точно обработанную по внутренней поверхности и имеющую с обоих концов резьбу.

С нижней стороны в корпус завинчивается основание насоса 5, по окружности которого закреплена приемная сетка 3, не допускающая попадания в полость насоса механических частиц, а с верхней стороны - ниппельная гайка 12. Непосредственно к основанию насоса прилегает специальная втулка 6, а за ней укладываются направляющие аппараты 10 в сборе с рабочими колесами 8. Над последним верхним направляющим аппаратом монтируется верхний подшипник 11. Все эти детали при монтаже зажимаются между основанием насоса и ниппельной гайкой и таким образом удерживаются в неподвижном состоянии.

Рабочие колеса связаны с валом насоса призматической шпонкой и могут смещаться вдоль вала; при работе каждое колесо опирается на торцовый выступ расположенного под ним направляющего аппарата. Благодаря такой посадке осевые нагрузки от колес передаются непосредственно на направляющие аппараты и через них на основание насоса.

Между колесами и направляющими аппаратами с целью уменьшения трения устанавливаются текстолитовые шайбы 9, запрессованные в кольцевой паз на нижнем торце колеса, и шайбы 7, надетые на его втулку сверху.

Осевое усилие, возникающее вследствие давления жидкости на верхний торец вала, воспринимается сдвоенным радиально-упорным подшипником 2, а случайные осевые нагрузки, направленные вверх, воспринимаются третьим радиально-упорным подшипником.

Верхняя опорная пята скольжения 13, состоящая из набора текстолитовых и - бронзовых шайб, имеет вспомогательное значение, воспринимая часть осевой нагрузки и предотвращая продольный изгиб вала.

Рис. 12. Схема одной ступени насоса

Опорная пята, так же как и опорные поверхности рабочих колес, смазывается жидкостью, откачиваемой насосом из скважины. Радиально-упорные подшипники смазываются специальной густой смазкой, поступающей из протектора. Утечка этой смазки через зазоры вдоль вала предотвращается сальником 4, который состоит из набора свинцово-графитных колец и резиновых шайб.

Корпус насоса соединяется с колонной подъемных труб при помощи ловильной головки 14, которая навинчивается на выступающую часть ниппельной гайки 12. Головка имеет внутреннюю резьбу, соответствующую резьбе насосно-компрессорных труб, и специальные наружные проточки для выполнения ловильных работ.

На нижний конец вала надета шлицевая муфта 1 для соединения с валом протектора. На рис. 12 показана схема одной ступени насоса. Лопатки: 1', которые составляют ротор насоса, опираются на элементы статора 3 насоса через текстолитовые кольца 4. Поэтому осевые нагрузки, которые развиваются на валу двигателя, передаются корпусу насоса.

Лопатки посредством шпонки укрепляются на валу 2, а элементы, которые составляют статор, закреплены в корпусе насоса затяжной гайкой. Лопатки могут быть изготовлены из бронзы, чугуна, пластических материалов, а элементы, составляющие статор, делаются из чугуна.

Принцип работы центробежного насоса заключается в том, что увеличение напора жидкости, протекающей через него, происходит при вращении рабочих колес, которые являются основным органом насоса.

Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной открытой части рабочего колеса попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение.

Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток частицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к периферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией - энергией движения. Для преобразования этой энергии в энергию давления служат специальные направляющие устройства, которые состоят из системы фигурных лопаток, охватывающих рабочее колесо. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диаметр и вследствие этого напор жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5-5,5 м водяного столба. Поэтому для обеспечения напора в 800-1000 м в корпусе насоса монтируют по 150-200 ступеней, а в тех случаях, когда необходимо иметь больший напор, применяют двухсекционные насосы. Часть погружных центробежных электронасосов выпускается в износоустойчивом исполнении; они предназначены для эксплуатации скважин с содержанием механических частиц (песка) в откачиваемой жидкости от 1 до 10 г на литр.

Отличительными конструктивными особенностями таких насосов являются:

а) выполнение опорных торцовых поверхностей рабочих колес и направляющих аппаратов, а также других трущихся поверхностей (кроме сальникового узла) из износоустойчивой нефтестойкой резины;

б) применение промежуточных износостойких подшипников, облицованных резиной;

в) защищенность вала насоса по всей длине от непосредственного соприкосновения с пластовой жидкостью; на участке между сальником и первым рабочим колесом, а также между рабочими колесами и промежуточными подшипниками вал защищен бронзовыми втулками;

г) изготовление рабочих колес из бронзы.

Износоустойчивыми являются также насосы с капроновыми рабочими колесами и направляющими аппаратами.

Погружной электродвигатель (ПЭД). Погружной центробежный насос приводится в действие трехфазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнутым ротором, рассчитанным на питание от сети промышленной частоты. Погружные электродвигатели предназначены для работы в скважинах с температурой откачиваемой жидкости до 70-95° С. 260

Скорость вращения ротора погружных электродвигателей составляет около 3000 об/мин.

Своеобразные условия работы погружного двигателя определяют его конструктивное исполнение и значительное отличие от обычных электродвигателей. Поперечные размеры двигателя ограничены размерами обсадной колонны, и поэтому с целью обеспечения необходимой мощности их выполняют значительной длины. Например, двигатель мощностью 46 кВт имеет длину 6,8 м.

Во избежание проникновения в полость электродвигателя жидкости, заполняющей скважину, его делают герметичным и заполняют маловязким трансформаторным маслом, которое благодаря действию механизма протектора находится под давлением, превышающим давление окружающей среды.

Ротор двигателя состоит из отдельных секций 7, собранных на валу 2. Между секциями установлены промежуточные опорные подшипники качения или скольжения 3, которые предотвращают изгиб вала от одностороннего магнитного притяжения между статором и ротором и от действия неуравновешенных центробежных сил. Осевые нагрузки (в основном вес ротора) воспринимаются верхним радиально-упорным подшипником 8.

Каждая секция ротора представляет собой набор пластин-дисков, отштампованных из специальной электротехнической стали. В закрытых пазах секций размещается обмотка ротора (беличье колесо). Крутящий момент роторных секций передается на вал двигателя при помощи шпонок.

Статор двигателя состоит из магнитных 4 и немагнитных 5 пакетов, собранных в общем корпусе 6. Магнитные пакеты в собранном двигателе располагаются напротив секций ротора, а немагнитные - напротив промежуточных подшипников. Все пакеты статора связаны с корпусом шпоночным соединением, при помощи которого реактивный крутящий момент статора передается на корпус.

Обмотка статора 7 - общая для всех секций и выполнена из медных изолированных стержней, уложенных в пазах статора. Изоляция обмотки делается из стеклоткани, пропитанной специальным лаком, и является термо- и маслостойкой.

Концы обмотки, изготовленные из гибких проводников, присоединены к штепсельной розетке, которая монтируется в косом срезе верхней головки двигателя.

Во время работы двигателя происходит постоянная циркуляция масла, заполняющего его полость. Для этой цели у вала двигателя сделано центральное сверление на всю длину, а в пакетах статора имеются специальные продольные пазы. Масло из внутренней полости вала откачивается специальной турбинкой, установленной на валу непосредственно под самым верхним промежуточным подшипником, и подается в верхнюю часть двигателя, откуда, но пазам в статоре и по зазору между ротором и статором направляется к нижней части двигателя.

В полость вала масло поступает через тканевый фильтр. Осаждение механических частиц из масла происходит в нижней части корпуса, а также в камере в верхней его части.

Погружные электродвигатели имеют максимальные внешние диаметры 103 и 123 мм, что дозволяет спускать их в скважины с эксплуатационными колоннами диаметром соответственно 146 и 168 мм (5" и 6").

Рис. 13. Погружной электродвигатель.

3.3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ЭЦН

Применение погружных электронасосов, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, требует больших затрат времени на выполнение с пуск подъемных операций, свинчивание и развинчивание резьбовых соединений труб. Вместе с этим дальнейшая интенсификация добычи нефти и совершенствование методов разработки нефтяных месторождений с использованием искусственного воздействия на пласт вызывают необходимость значительного повышения напора и подачи насосов в пределах применяемых диаметров обсадных колонн.

В последнее время разработан беструбный метод эксплуатации скважин, который предусматривает спуск электронасоса в скважину на кабель-канате. Это значительно упрощает и ускоряет процесс спуско-подъемных операций, так как они становятся непрерывными, а трудоемкие операции по соединению насосно-компрессорных труб и креплению к ним кабеля отпадают.

При этом методе подъем жидкости из скважины осуществляется непосредственно по обсадной колонне.

Для разделения пространства нагнетания в скважине от полости всасывания насоса применяются специальные пакеры-разобщители. При беструбной эксплуатации представляется также возможным выполнить погружной электронасосный агрегат с верхним расположением электродвигателя, что позволяет увеличить габариты агрегата.

Беструбная эксплуатация нефтяных скважин погружными электронасосами способствует расширению области применения и повышению эффективности электронасосов благодаря полному использованию поперечного габарита скважин, снижению гидравлических потерь напора, возможности эксплуатации. наклонных скважин и скважин малого диаметра (с обсадными колоннами диаметром 141, 127, 114 мм).

Верхнее расположение электродвигателя при беструбной схеме эксплуатации скважин позволяет применить максимально большие диаметры электродвигателя и насоса, а следовательно, резко повысить подачу и напор насоса, а также к. п. д. электродвигателя и насоса и при тех же мощностях уменьшить длину погружного агрегата

Так, например, для оборудования скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм наружный диаметр насоса может быть принят равным 123 мм вместо 103 мм в серийно изготовляемых для этих скважин насосах, что дает увеличение подачи на 70-80% и напора на 40-50%.

Области применения электронасосов по подачам и напорам для беструбной эксплуатации скважин с различными диаметрами обсадных труб показаны на рис. 14.

В обычных условиях эксплуатации серийных насосов потери напора в трубах достигают при больших подачах 15-40% от напора, развиваемого насосом. При подъеме же жидкости непосредственно по обсадной колонне потери напора становятся незначительными. Таким образом, беструбная электронасосная установка дает возможность не только резко увеличить отбор жидкости из скважин, но одновременно существенно увеличить эффективность их работы. Например, для скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм максимально эффективная подача насосов на трубах составляет 350-400 м³/сут, в то время как по беструбной схеме для этих скважин могут быть созданы установки с подачей до 1000 м³/сут. Расчеты показывают, что в целом беструбные насосы позволяют увеличить добывание возможности установок в 1,5-2,0 раза и повысить эффективность установок на 20-30%.

Рис. 14. Область применения погружных центробежных электронасосов для беструбной эксплуатации скважин.

I - при колонне диаметром 114 ми; 2 - диаметром 127 мм; 3 - диаметром 146 мм; 4 - диаметром 168 мм.

На рис. 15 приведены расчетные кривые к. п. д. установок погружных электронасосов для обычной и беструбной эксплуатации скважин с обсадной колонной диаметром 146 мм.

Установка погружного электронасоса на кабель-канате состоит из пакера, электронасоса, электродвигателя, кабель-каната с кабельной муфтой и наземного оборудования.

Другим путем повышения подачи и напора электронасосов является применение сдвоенных погружных электродвигателей при параллельном включении обмоток статоров. Этим способом возможно пользоваться в ряде случаев для увеличения мощности погружного агрегата, не ожидая , '' создания особо мощных электродвигателей.

Соединение двух электродвигателей в один агрегат не требует каких-либо изменений в обмотке статоров. В этом случае будет лишь два ввода плоского кабеля и в верхнем электродвигателе удлиняется нижний конец вала, на котором имеется шлицевая муфта для соединения с валом нижнего электродвигателя.

Рис. 15. Расчетные кривые к. п. д. установок погружных электронасосов. а - для установок на трубах; б - для беструбных установок.