Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС - 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье.

Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ - 4310СК.

4. БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ

В УШСН наиболее ответственное и слабое звено-колонна насосных штанг - проводник энергии от привода, расположенного на поверхности.

В связи с этим разработаны насосные установки с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных, винтовых и диафрагменных электронасосов. Электроэнергия в этом случае подается по кабелю, закрепленному на НКТ. Имеются глубинные насосы, например, гидропоршневые, струйные, которые используют энергию потока рабочей жидкости, подготовленной на поверхности и подаваемой в скважину по трубопроводу (НКТ).

4.1 Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 1300 м3/сут и высотой подъема 5002000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК - коррозионностойкое.



Рис. 24. Установка погружного центробежного насоса:

1 - оборудование устья скважин; 2 пункт подключательный выносной; 3 трансформаторная комплексная подстанция; 4 - клапан спускной; 5 клапан обратный; 6 модуль головка; 7 - кабель; 8 модуль секция; 9 - модуль насосный газосепараторный; 10 - модуль исходный; 11 - протектор; 12 электродвигатель; 13 система термоманометрическая

Установка (рис. 24) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы - 5; 5А и 6:

- установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;

- установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;

- установки группы 6 поперечным габаритом 140,5 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм.

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей 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 68,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140С).

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

На рис. 24 представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, что позволяет индивидуально подбирать оптимальную компоновку установки к скважинам в соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей.

Установки (на рис. 24 схема НПО «Борец», г. Москва) обеспечивают оптимальный подбор насоса к скважине, что достигается наличием для каждой подачи большого количества напоров. Шаг напоров установок составляет от 50100 до 200250 м в зависимости от подачи в интервалах, указанных в табл. 7 основных данных установок.

Таблица 7

Наименование установок	Минимальный (внутренний) диаметр эксп-луатационной колонны, мм	Попереч-ный габарит установки, мм	Подача м3/сут	Напор, м	Мощность двигателя, кВт	Тип газосепаратора
УЭЦНМ5-50	121,7	112	50	9901980	3245
УЭЦНМ5-80			80	9001950	3263
УЭЦНМК5-80
УЭЦНМ5-125			125	7451770		1МНГ5
УЭЦНМК5-125
УЭЦНМ5-200			200	6401395	4590	1МНГК5
УЭЦНМ5А-160	130,0	124	160	7901705	3290	МНГА5
УЭЦНМ5А-250			250	7951800	4590
УЭЦНМК5-250						МНГК5А
УЭЦНМ5А-400			400	5551255	63125
УЭЦНМК5А-400
УЭЦНМ6-250	144,3	137	250	9201840	63125
УЭЦНМ6-320			320	7551545
УЭЦНМ6-500	144,3 или 148,3	137 или 140,5	500	8001425	90180
УЭЦНМ6-800	148,3	140,5	800	7251100	125250
УЭЦНМ6-1000			1000	6151030	180250

Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15,5 до 39,2 м и массу от 626 до 2541 кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров.

В современных установках может быть включено от 2 до 4 модулей-секций. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 152393. Входной модуль представляет основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса ловильная головка с обратным клапаном, к которой крепятся НКТ.

Насос (ЭЦНМ) - погружной центробежный модульный многоступенчатый вертикального исполнения.

Насосы также подразделяют на три условные группы - 5; 5А и 6. Диаметры корпусов группы 592 мм, группы 5А - 103 мм, группы 6 - 114 мм.

Модуль-секция насоса (рис. 25) 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 для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11, 12, 13.

Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижних, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400-1000 мм.

Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 (рис. 25) и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа «нирезист».

Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ» для насосов повышенной коррозионной стойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку «М».



Рис. 25. Модуль секция насос:

1 - корпус; 2 - вал; 3 колесо рабочее; 4 аппарат направляющий; 5 подшипник верхний; 6 подшипник нижний; 7 опора осевая верхняя; 8 головка; 9 - основание; 10 - ребро; 11, 12, 13 кольца резиновые

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор (рис. 26).

Рис. 26. Газосепаратор:

1 - головка; 2 - переводник; 3 - сепаратор; 4 - корпус; 5 - вал; 6 - решетка; 7 _ направляющий аппарат; 8 - рабочее колесо; 9 - шнек; 10 - подшипник; 11 _ основание

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных 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 250500 м3/сут, коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рис. 27) погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 5302300 В, номинальный ток 26122,5 А.

Рис. 27. 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. 28) двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Рис. 28. Гидрозащита:

а - открытого типа; б - закрытого типа

А - верхняя камера; Б - нижняя камера;

1 - головка; 2 - торцевое уплотнение; 3 - верхний ниппель; 4 - корпус; 5 - средний ниппель; 6 - вал; 7 - нижний ниппель; 8 - основание; 9 _ соединительная трубка; 10 - диафрагма

Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.

Первый состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера 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 объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

Второй состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Третий - гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125250 кВт, масса 5359 кг.

Система термоманометрическая ТМС - 3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105оС.

Масса общая 10,2 кг (см. рис. 24).

Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан.

Кабель в сборе состоит из основного кабеля - круглого ПКБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского - КПБП (рис. 29), присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).

Рис. 29. Кабели:

а - круглый; б - плоский; 1 - жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 - броня

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля - уложены параллельно в один ряд.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до+160оС.

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10,1х25,7 до 19,7х52,3 мм. Номинальная строительная длина 850, 10001800м.

Комплектные устройства типа ШГС5805 обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).

Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов - КТППН предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.

Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. КТППНКС рассчитана на применение в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.

В комплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель, трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство, газосепаратор и комплект инструмента.



4.2 Установки погружных винтовых электронасосов

Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости (до 1103 м2/с) температурой 70оС, с содержанием механических примесей не более 0,4 г/л, свободного газа на приеме насоса - не более 50% по объему.

Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса (рис. 30) состоит из насоса, электродвигателя с гидрозащитой, комплектного устройства, токоподводящего кабеля с муфтой кабельного ввода. В состав установок с подачами 63, 100 и 200 м3/сут входит еще и трансформатор, так как двигатели этих установок выполнены соответственно на напряжение 700 и 1000 В.

Установки выпускаются для скважин с условным диаметром колонны обсадных труб 146 мм.

С учетом температуры в скважине установки изготавливают в трех модификациях:

для температуры 30оС (А);

для температуры 3050оС (Б);

для температуры 5070оС (В, Г).



Рис. 30. 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 температуры добываемой жидкости введены буквы А, Б и В (Г). Например, УЭВН5_16-1200А или УЭВН5_200-900В.

Все установки комплектуют погружными двигателями типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51.

Приводом винтовых насосов служит электродвигатель трехфазный, асинхронный, короткозамкнутый, четырехполюсный, погружной, маслонаполненный. Исполнение двигателя вертикальное, со свободным концом вала, направленным вверх.

Гидрозащита предохраняет его внутреннюю полость от попадания пластовой жидкости, а также компенсирует температурные изменения объема и расхода масла при работе двигателя. С помощью гидрозащиты осуществляется выравнивание двигателя с давлением в скважине на уровне его подвески.

Внутренняя полость двигателей заполнена специальным маслом высокой диэлектрической прочности.

Установки обеспечивают подачу от 16 до 200 м3/сут, давление 912МПа; КПД погружного агрегата составляет 3850%; мощность электродвигателя 5,5, 22 и 32 кВт; масса погружного агрегата 341713 кг; частота вращения - 1500 мин-1.

4.3 Установки погружных диафрагменных электронасосов

Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5 предназначены для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.

Содержание попутной воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальная массовая концентрация твердых частиц 0,2% (2 г/л); максимальное объемное содержание попутного газа на приеме насоса 10%; водородный показатель попутной воды рН=6,08,5; максимальная концентрация сероводорода 0,001% (0,01 г/л).

Основные показатели установок типа УЭДН5 в номинальном режиме при перекачивании электронасосом воды плотностью 1000 кг/м3, температурой 45°С при напряжении сети 350 В и частоте тока 50 Гц приведены в табл. 8. Погружной диафрагменный электронасос опускается в скважину на насосно-компрессорных трубах (ГОСТ 633-80) условным диаметром 42, 48 или 60 мм.

Таблица 8

Технические характеристики насосов типа УЭДН5

Обозначение установки (типоразмер)	Значения по параметрам	Технич. и энергет. эффектив.	Ток, А, средний	Рекомендуемой рабочей части характеристики по
	По-дача, м3/сут, не менее	Давле-ние МПа (кгс/см2)	Мощ-ность, кВТ, не менее	КПД, %, не менее	Подпор, м, не более		давлению, МПа (кгс/см2)	подача, м3/сут, соответственно
			Электронасоса типа ЭДН5
УЭДН5-4-1700	4	17 (170)	2,20	35	10	9	317 (30170)	64
УЭДН5- 6,3-1300	6,3	13 (130)	2,45	38	10	9	313 (30130)	86,5
УЭДН5-8-1100	8	11 (110)	2,60	38	10	9,2	311 (30130)	108
УЭДН5-10-1000	10	10 (100)	2,80	40	10	9,5	310 (30100)	1110
УЭДН5-12,5-800	12,5	8 (80)	2,85	40	15	9,6	38 (3080)	1412
УЭДН5-16-650	16	6,5 (65)	2,85	40	20	9,6	36,5 (3065)	1716

Примечания:

Значения показателей указаны при перекачивании воды плотностью 1000 кг/м3 температурой 45С при напряжении сети 380 В и частоте тока в сети 50 Гц.

Эксплуатация при давлении на выходе насоса, превышающем номинальное значение, не допускается.

Изготовитель: Машиностроительный завод им. Сардарова, г. Баку.

Рис. 31. Погружной диафрагменный электронасос:

1 - токоввод; 2 - нагнетательный клапан; 3 - всасывающий клапан; 4 - диафрагма; 5 - пружина; 6 - плунжерный насос; 7 - эксцентриковый привод; 8 - конический редуктор; 9 - электродвигатель; 10 - компенсатор

Электронасос (рис. 31 насос и электродвигатель в одном корпусе) содержит асинхронный четырехполюсный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и пружиной для возврата плунжера. Муфта кабеля соединяется с токовводом.

Установки обеспечивают подачу от 4 до 16 м3, давление 6,517 МПа, КПД 35-40%, мощность электродвигателя 2,22,85 кВт; частота вращения электродвигателя - 1500 мин-1, масса от 1377 до 2715 кг.

4.4 Арматура устьевая

Для герметизации устья нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными центробежными, винтовыми и диафрагменными электронасосами, применяют устьевую арматуру типа АУЭ-65/50-14 или устьевое оборудование типа ОУЭ_65/50_14. Арматура типа АУЭ-65/ 50-14 состоит из корпуса, трубной подвески, отборника давления с пробоотборником, угловых вентилей, перепускного клапана и быстросборного соединения (рис. 32).

Техническая характеристика

Рабочее давление, МПа 14

Тип запорного устройства:

ствола Кран пробковый

боковых отводов Вентиль угловой

Габариты, мм 3452х770х1220

Масса, кг 200

Рис. 32. Устьевая арматура типа АУЭ:

1 - перепускной клапан; 2 - манжета; 3 - уплотнение кабеля; 4 пробковый кран; 5 патрубок; 6 - зажимная гайка; 7 трубная подвеска; 8 - корпус; 9,12,13 - угловые вентили; 10 отборник проб, 11 - быстросъемное соединение

месторождение бурение скважина насосный

4.5 Комплекс оборудования типа КОС и КОС1

Комплексы предназначены для перекрытия ствола скважин при повышении забойного давления или динамического уровня жидкости в полуфонтанных скважинах, эксплуатируемых штанговыми и погружными электроцентробежными насосами. Комплексы обеспечивают проведение ремонтно-профилактических работ в скважине без предварительного глушения.

Комплекс КОС состоит из пакера ПД-ЯГ или 2ПД-ЯГ, разъединителя колонны типа ЗРК и клапана-отсекателя типа КАС с замком типа ЗНЦБ.

Комплекс КОС1 (рис. 33) состоит из разбуриваемого пакера с хлопушечным обратным клапаном типа 1ПД-ЯГР и съемного клапана отсекателя сильфонного типа КАС1, устанавливаемого в пакер, гидравлического домкрата ДГ.

Рис. 33. Комплекс оборудования типа КОС1:

1 - пакер типа 1ПД-ЯГР; 2 - клапан-отсекатель типа КАС1; 3 - центробежный скважинный электронасос

В состав комплексов входят также комплект инструментов, монтажных частей, стенд для зарядки и регулирования клапанов-отсекателей.

На рис. 34 показан комплекс оборудования КОС в скважинах, эксплуатируемых скважинными и погружными насосами.



Рис. 34. Комплекс оборудования типа КОС:

а - для скважин, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами; б - для скважин, эксплуатирумых центробежными электронасосами; в - клапан_отсекатель открыт; г _ клапан_отсекатель закрыт; 1 - станок_качалка; 2 - скважинный штанговый насос; 3 - замок типа ЗНЦБ; 4 - разъединитель колонны типа ЗРК (оставляемая в скважине часть); 5 - клапан_отсекатель типа КАС; 6 - пакер 2ПД_ЯГ; 7 - оборудование устья скважины, эксплуатируемой центробежными электронасосами; 8 - центробежный скважинный электронасос

В комплексе КОС установка пакера и клапана отсекателя производится насосно-компрессорными трубами, а КОС1 - с помощью канатной техники.

Техническая характеристика комплексов КОС

Рабочее давление, МПа 35

Условный диаметр эксплуатационной

колонны, труб, мм 140, 146, 168

Наружный диаметр пакера, мм 118, 122, 136, 140, 145

Глубина установки клапана, м, не более 2500

Масса, кг от 110129 до 252349

4.6 Установки гидропоршневых насосов для добычи нефти (УГН)

Современные УГН позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут. при высоком содержании в скважинной продукции воды.

Установки гидропоршневых насосов - блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух - восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Откачиваемая жидкость кинематической вязкостью не более 1510-6 м2/с (1510-2 Ст) с содержанием механических примесей не более 0,1 г/л, сероводорода не более 0,01 г/л и попутной воды не более 99%. Наличие свободного газа на приеме гидропоршневого насосного агрегата не допускается. Температура откачиваемой жидкости в месте подвески агрегата не выше 120оС.

Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм.

Климатическое исполнение - У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования - 1, погружного - 5 (ГОСТ 15150-69).

Гидропоршневая насосная установка (рис. 35) состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения.

Нефть из скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость.



Рис. 35. Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки:

а - подъем насоса; б - работа насоса; 1 - трубопровод; 2 - емкость для рабочей жидкости; 3 - всасывающий трубопровод; 4 - силовой насос; 5 - манометр; 6 - сепаратор; 7 - выкидная линия; 8 - напорный трубоопровод; 9 - оборудование устья скважины; 10 - 63 мм трубы; 11 - 102 мм трубы; 12 - обсадная колонна; 13 - гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 - седло гидропоршневого насоса; 15 - конус посадочный; 16 - обратный клапан; - рабочая жидкость; - добываемая жидкость; - смесь отработанной и добытой жидкости

При необходимости подъема насоса изменяется направление нагнетания рабочей жидкости - её подают в кольцевое пространство. Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным и совместным движением добываемой жидкости с рабочей и т.д.

В настоящее время выпускаются установки:

УГН25-150-25,

УГН40-250-20,

УГН100-200-18,

УГН160-380-15.

Обозначения: УГН - установка гидропоршневых насосов; цифры после УГН - подача одного гидропоршневого насосного агрегата (м3/сут.); цифры после первого тире - суммарная подача установки (м3/сут.); цифры после второго тире - давление нагнетания агрегата (МПа); в конце указывается ТУ. Пример: УГН 160_380-15 ТУ 26-16-233-88. Суммарная мощность установок 185270 кВт; КПД 4547%; масса не более 50000 кг.

4.7 Струйные насосы

Струйно-насосная установка представляет собой насосную систему механизированной добычи нефти, состоящую из устьевого наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование включает сепаратор, силовой насос, устьевую арматуру, КИП; погружное оборудование - струйный насос с посадочным узлом (рис. 36).

Струйные насосы отличаются отсутствием подвижных частей, компактностью, высокой прочностью, устойчивостью к коррозии и абразивному износу, дешевизной. КПД струйной установки приближается к КПД других гидравлических насосных систем. Рабочие характеристики струйного насоса близки к характеристикам электропогружного насоса.

Струйный насос (рис. 37) приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости (лучше нефти или воды), нагнетаемой в НКТ 1, соединенные с соплом 2. При прохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором 4 приобретает большую скорость и поэтому в каналах 3 снижается давление. Эти каналы соединены через полость насоса 5 с подпакерным пространством 6 и пластом, откуда пластовая жидкость всасывается в насос и смешивается в камере смешения с рабочей. Смесь жидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается на поверхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрических рядах труб) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости. Насос может откачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в сложнейших условиях (высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количества свободного газа и песка в продукции и т.д.).



Рис. 36. Струйно_насосная установка:

1 - струйный насос; 2 - ловитель; 3 - силовой насос; 4 _ сепаратор; 5 - продуктивный пласт



Рис. 37. Схема струйного насоса:

1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - сопло; 3 _ каналы; 4 _ диффузор; 5 - входная часть насоса; 6 _ подпакерное пространство

По данным НИПИ Гипроморнефтегаз срок службы струйного насоса в абразивной среде не менее 8 мес., теоретический отбор жидкости до 4000 м3/сут. максимальная глубина спуска - 5000 м, масса погружного насоса 10 кг.

В 1971 г. Крецом В.Г. были обоснованы и предложены схемы струйных установок для целей испытания, освоения и эксплуатации нефтяных скважин (НИИ ВН при ТПУ). Тогда внедрены были струйные установки для откачки питьевой воды из скважин (разработанные под руководством В.С. Арбит и С.Я. Рябчикова).



5. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Системы газлифтной добычи зависят от источника рабочего агента:

а) используется отделенный от скважинной продукции газ (необходимы подготовка газа и его сжатие);

б) при наличии внешнего источника, таких как газовый пласт, газопровод, газоперерабатывающий завод следует использовать бескомпрессорную газлифтную систему (отличается простотой);

в) применение системы эрлифта с использованием воздуха в качестве рабочего агента.

Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта.

Существует две основные разновидности газлифта - периодический и непрерывный. При этом газ может подаваться в скважину по кольцевому пространству (кольцевая система) или по НКТ (центральная система).

Ниже приводится описание оборудования схемы закрытой установки типа ЛН (непрерывного газлифта кольцевой системы).

5.1 Газлифтная установка ЛН

Газлифтная установка ЛН (рис. 38) предназначена для добычи газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин. Рабочая среда - нефть, газ, пластовая вода с содержанием СО2 до 1% и механических примесей до 0,1 г/л.

Оборудование предусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования.

Установка включает в себя скважинные камеры КТ1, газлифтные клапаны 2Г или 5Г, пакер 2ПД-ЯГ с гидравлическим управлением, ниппель, глухую и циркуляционную пробки.

Рис. 38. Газлифтная установка ЛН:

1 - фонтанная арматура; 2 - скважинная камера; 3 колонна насосно компрессорных труб; 4 - газлифтный клапан; 5 - пакер; 6 - приемный клапан; 7 - ниппель приемного клапана

В период фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливаются пробки. При переводе скважины на газлифтный способ эксплуатации пробки заменяются газлифтными клапанами.

После спуска скважинного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под давлением нагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны открываются и жидкость перетекает из затрубного пространства в подъемные трубы.

Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. При обнажении первого клапана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и выбрасывает столб жидкости выше клапана. Давление в подъемных трубах на глубине установки первого клапана уменьшается, и жидкость из затрубного пространства продолжает перетекать через нижние клапаны в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и обнажается второй клапан.

Так как давление закрытия первого верхнего клапана меньше давления открытия второго клапана, первый клапан закрывается. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через второй клапан. Столб жидкости выше второго клапана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубине расположения второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующие клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через третий клапан. Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает понижаться и в момент обнажения третьего клапана закрывает второй.

Процесс продолжается до вступления в работу низшего рабочего клапана, когда газ поступает в подъемные трубы через рабочий клапан, а все вышерасположенные (пусковые) клапаны закрыты.

Работа скважины на заданном технологическом режиме осуществляется через нижний клапан.

Техническая характеристика

Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм 146, 168

Условный диаметр насосно-компрессорных труб, мм 60, 73, 89

Рабочее давление, МПа (кгс/см2) 21 (210), 35 (350)

Максимальная глубина спуска скважинного

оборудования 2500, 5000

Температура рабочей среды, К 373 - 393

Угол отклонения ствола скважины от

вертикальных, град 55

Габаритные размеры, мм

длина 1513515285

диаметр 118145

Масса, кг 309496

Наиболее широко применяются газлифтные установки ЛН рассчитаны на рабочее давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования - 5000 м, температуру скважинной среды до 120С и имеют массу от 185 до 585 кг.

Периодический газлифт осуществляется путем прерывной подачи агента в скважину, т.е. циклами.

Для повышения эффективности периодического газлифта может применяться плунжер - своеобразный поршень, движущийся в трубах одноразмерной колонны с минимальным зазором 1,52,0 мм, чтобы уменьшить величину отекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически открывается, плунжер падает вниз, а при ударе о нижний амортизатор происходит закрытие клапана и плунжер готов к следующему циклу. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство.

Плунжерный лифт можно использовать также при непрерывном газлифте и фонтанной эксплуатации скважины.

В других установках, например, при эксплуатации скважин гидропакерным автоматическим поршнем, последний не имеет проходного отверстия и после перемещения к устью скважины нагнетательным газом падает вниз после прекращения подачи газа. Зазор между поршнем и колонной НКТ - 2,54 мм. Дебит скважин - 120 т/сут.

В настоящее время распространение установок периодического газлифта невелико.



6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖНОЙ

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) позволяет реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения одной сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения при экономии ресурсов

Схема ОРЭ пластов по назначению классифицируется на три группы:

1) ОРЭ пластов; 2) одновременно-раздельная закачка рабочей жидкости; 3) ОРЭ пласта и закачки рабочего агента.

Раздельно эксплуатируют пласты способами: 1) оба пласта фонтанным (фонтан-фонтан); 2) один пласт фонтанными, а другой - механизированным (фонтан-насос, причем это означает, что нижний пласт эксплуатируется фонтаном); 3) оба пласта механизированным (насос-насос).

В зависимости от условий применения каждой метод ОРЭ может быть осуществлен в нескольких вариантах.

Оборудование для ОРЭ пластов состоит из наземных и внутрискважинных узлов. Наземные узлы оборудования, также как фонтанная арматура, насосные установки и др. предназначены для герметизации устья скважин, передачи движения и обеспечения регулирования режимных параметров.

Подземные узлы обеспечивают герметизацию пластов, отбор (или закачку) заданного объема жидкости и его подъем на поверхность.

Серийно выпускаемое оборудование, обязательный элемент которого - пакер, обеспечивает возможность эксплуатации пластов по одной колонне труб.

Для скважин с добычей нефти по схеме фонтан-фонтан известны установки двух типов: с двумя параллельно расположенными рядами насосно-компрессорных труб типа УФ2П (УФЭ, УФП, УФП2) и с концентрически расположенными рядами НКТ - установка УВЛГ, применяемая также для внутрискважинной газлифтной эксплуатации.

Установки типа УФ2П (рис. 39) предназначены для эксплуатации колонн диаметрами 116 и 168 мм с допустимыми сочетаниями условных диаметров НКТ первого и второго рядов 48х48, 60х60, 73х48 мм.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан-насос и насос_фонтан выпускаются установки с использованием штангового скважинного насоса и погружного центробежного насоса. В установках штангового типа одна из параллельно спущенных колонн НКТ берется большого диаметра, допускающего спуск вставного насоса. Для того чтобы во время спуска или подъема колонны НКТ не происходило зацепления муфт, над ними устанавливаются конические кольца. Схема с применением погружного центробежного насоса представляет более сложную конструкцию подземного оборудования.



Рис. 39. Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов с двумя параллельными рядами труб по схеме фонтан-фонтан:

1 - пакер; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3, 4 малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытие соответственно для первого и второго рядов труб; 5 - тройник фонтанной арматуры (для сообщения с затрубным пространством); 6 - двухрядный сальник; 7 - тройники для направления продукции в выкидные линии.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме насос-насос используются штанговые установки типа УГР на месторождениях с низким газовым фактором нижнего пласта, УНР - с резко отличающимися давлениями пластов и УГРП - с раздельной транспортировкой продукции каждого пласта.

Установка УТР (рис. 40) состоит из наземного и подземного оборудования.

Наземное оборудование включает в себя оборудование устья и станок-качалку, применяемые при обычной добыче нефти скважинными штанговыми насосами из одного пласта. Подземное оборудование выпускается в невставном (рис. 40, а) и вставном (рис. 40, б) исполнениях и включает в себя разобщающий пакер, нижний насос обычного типа ПНСВ1 с замковой опорой или НСН2. Насос для эксплуатации верхнего пласта - специальный, имеющий неподвижный плунжер и подвижный цилиндр. Работа верхнего и нижнего насосов синхронна. Возвратно-поступательное движение от станка-качалки передается через колонну насосных штанг цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу - нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса. Жидкость, подаваемая нижним насосом, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает в подъемные трубы над верхним насосом. Жидкость, откачиваемая верхним насосом, через полый шток, всасывающий и нагнетающий клапаны, поступает в колонну подъемных труб, где смешивается с жидкостью из нижнего пласта.



Рис. 40. Установки для ОРЭ двух пластов скважинами, оборудованными штанговыми скважинными насосами:

а - УТР невставного исполнения; б - УТР вставного исполнения; в - 1УНР вставного исполнения; г _ 1УНР невставного исполнения; 1 - оборудование устья; 2 - станок-качалка; 3 - верхний насос; 4 _ опора; 5 - нижний насос; 6 - пакер; 7 - автосцеп; 8 - автоматический переключатель пластов

Установки с использованием насосов типа НСН2 более производительны.

В установке типа 1УНР (рис. 40, г) при ходе плунжера вверх происходит заполнение цилиндра насоса сначала жидкостью пласта с меньшим давлением, а затем (после прохождения плунжером отверстия на боковой поверхности цилиндра) - жидкостью пласта с высоким давлением.

При ходе плунжера вниз жидкость обоих пластов нагнетается в НКТ. Поступление жидкости из верхнего и нижнего пластов, разобщенных пакером, на прием насоса через канал «б» (рис. 40, в, г) и на боковой поверхности через отверстие «а» регулируется с помощью переключателя пластов.

Установки УВКС-2Р, УВГК-2Р и УВК-2СР служат для одновременного раздельного нагнетания в пласты морской, речной, сточной и пластовых вод.

Несмотря на существенные достоинства ОРЭ широкого распространения не имеют.



7. ВИНТОВЫЕ ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫ С ПРИВОДОМ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

На рис. 41 показана схема винтового насоса «фирмы «Гриффин». На устье скважины находится двигатель (газовый, электрический, гидравлический), который через редуктор вращает штанговую колонну и ротор винтового насоса по часовой стрелке. Винтовые насосы перспективны для применения при работе на нефтяных месторождениях.

Условия применения

Производительность до 185 м3/сут

Глубина подачи до 1830 м

Удельная плотность нефти не ниже 0,82

Содержание воды любое

Содержание песка любое

Забойная температура не выше 107оС



Рис. 41. Схема винтового насоса фирмы «Гриффин»

Размещено на Allbest.ru

...