После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть.
Способы добычи в зависимости от пластового давления, физических свойств нефти и коллекторских свойств пласта подразделяют на:
1) Фонтанный способ (нефть поднимается под давлением пластовой энергии)
2) Газлифтный (нефть поднимается за счет энергии расширения газа, нагнетаемого в скважину)
3) Насосный (нефть поднимают на поверхность с помощью насосов, таких как: глубинных с приводом от станка качалки, электроцентробежных, винтовых, электродиафрагменных и гидропоршневых насосов).
В целом статистика по способам эксплуатации выглядит так:
|
Способ эксплуатации |
Число скважин, % |
Средний дебит, т/сут |
Добыча, % от общей |
|||
|
нефти |
жидкости |
нефти |
жидкости |
|||
|
Фонтанный |
8,8 |
31,1 |
51,9 |
19,5 |
9,3 |
|
|
Газлифтный |
4,3 |
35,4 |
154,7 |
11,6 |
14,6 |
|
|
УЭЦН |
27,4 |
28,5 |
118,4 |
52,8 |
63,0 |
|
|
ШСН |
59,4 |
3,9 |
11,0 |
16,1 |
13,1 |
|
|
Прочие |
0,1 |
— |
— |
— |
— |
|
Фонтанный способ добычи нефти
Фонтанная добыча нефти — это способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти на поверхность осуществляется за счет пластовой энергии. Различают естественное (за счет природной энергии пласта) и искусственное (при поддержании пластового давления путем закачки в пласт жидких и газообразных агентов) фонтанирование. Скважина, эксплуатирующая таким способом, называется фонтанной и оборудуется лифтовой колонной и фонтанной арматурой, а также в некоторых случаях пакерами и автоматическими или управляемыми клапанами — отсекателями. Для предотвращения аварийного фонтанирования лифтовая колонна может быть оснащена лифтовыми муфтами с отверстиями для аэрирования столба жидкости, а также клапанами для освоения скважины, ввода химических реагентов (ингибиторы коррозии, соле- и парафиноотложения), циркуляции жидкости и другим оборудованием.
Освоение скважины при фонтанной добычи нефти (вызов притока продукции из пласта после бурения или ремонта) производится путем снижения давления столба жидкости в стволе за счет уменьшения ее уровня или плотности. Снижение уровня жидкости производится свабированием или тартанием. Для снижения плотности последовательно замещают тяжелый буровой раствор на соленую, пресную воду и нефть, а также газируют (аэрируют) жидкость.
Эксплуатация фонтанной скважины регулируется с помощью поверхностных и глубинных штуцеров (диафрагм с отверстиями).
Чтобы получить меньший дебит, увеличивают устьевое давление, для чего на устье устанавливают штуцер соответствующего диаметра либо уменьшают диаметр лифта, либо (в редких случаях) устанавливают забойный штуцер. Режим работы скважины (дебиты нефти. газа и воды, давление забойное и устьевое) зависит от характеристики самой скважины. лифта, штуцера и давления в нефтесборной системе. Для определения характеристики скважины и обеспечения режима ее эксплуатации при фонтанной добыче нефти производятся специальные исследования скважин. При этом темп отбора жидкости из скважины изменяется последовательно сменой диаметра штуцера, забойное давление измеряется глубинным манометром. В результате этих исследований параметры установившихся технологических режимов при разных диаметрах штуцера (устьевых давления) и строят графики зависимости дебита скважины и газового фактора от диаметра штуцера (индикаторную кривую).
Обводняющие и выносящие песок скважины исследуются дополнительно для установления процентов выноса песка и воды при различных штуцерах.
Технологический режим эксплуатации фонтанной скважины устанавливается на определенный промежуток времени, исходя из ее характеристики, принятой системы разработки нефтяного месторождения, а также получения максимального дебита нефти, минимальной обводненности и газового фактора, выноса песка, опасности повреждения эксплуатационной системы и других факторов. Различают фонтанные скважины с устойчивым постоянным дебитом (30-50 т/сут), эксплуатирующаяся постоянно с пульсирующей подачей продукции и работающие периодически с фазами накопления и подачи продукции.
Продукция фонтанной скважины по выкидной линии направляется в емкости (газовые сепараторы, трапы), где происходит отделение газа от нефти. При высоком устьевом давлении продукция проходит через систему трапов с постоянным снижением давления. Поддерживая в трапе определенное давление, можно в ряде случаев создавать на устье скважины противодавление и без применения штуцера. Иногда газ, выделяющийся в трапах высокого давления, используется непосредственно для эксплуатация других скважин, уже прекративших фонтанирование (безкомпрессорный способ эксплуатации).
В зависимости от условий разработки, характеристики продуктивного пласта и других факторов геологического, технологического и экономического характера фонтанная добыча нефти может вестись на протяжении всего периода эксплуатации данного месторождения или только ее части с последующей заменой ее на механизированный способ добычи.
Фонтанная арматура
Фонтанная арматура — комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески лифтовых колонн и управления потоками продукции. Фонтанная арматура должна выдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины), давать возможность производить замеры давления как в листовых трубах, так и на выходе продукции из скважины, позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины. Фонтанная арматура включает колонную и трубную головки, фонтанную елку и манифольд.
Колонная головка расположена в нижней части фонтанной арматуры, служит для подвески обсадных колон, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них. При простейшей конструкции скважины (без промежуточных колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе эксплуатационной колонны. Трубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при параллельном спуске их в скважину. Фонтанная елка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины. Состоит из запорных, регулирующих устройств. Манифольд связывает фонтанную арматуру с трубопроводом. Элементы фонтанной арматуры связываются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутренних полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений — жесткие кольца.
Привод запорных устройств ручной, при высоком давлении пневматический или гидравлический с местным, дистанционным или автоматическим управлением. При отношении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Запорные и регулирующие устройства могут дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под давлением фонтанной елки. Для спуска в работающую скважину приборов и другого оборудования на фонтанную арматуру устанавливают лубрикатор — трубу с сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование. Рабочее давление фонтанной арматуры — 7-105 мПа, проходное сечение центрального запорного устройства 50-150 мм. Фонтанная арматура скважин морских месторождений с подводным устьем имеют специальные конструкции для дистанционной сборки и управления
Осложнения в работе фонтанных скважин
добыча нефть насос скважина
Осложнения в работе фонтанных скважин могут быть многообразными. К наиболее часто встречающимся и наиболее опасным по последствиям можно отнести:
- Открытое фонтанирование скважины;
- Пульсацию при фонтанировании, которая может привести к аварии;
- Скопление пластовой воды на забое скважины, в результате чего скважина может прекратить фонтанирование;
- Образование смолопарафинистых отложений на внутренней поверхности НКТ и в выкидных линиях;
- Образование песчаных пробок на забое и в НКТ;
- Отложение солей на забое и в НКТ.
Газлифтный способ добычи нефти
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности).
Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.
Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха).
Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.
Для сжатия газа до определенного давления использую компрессор (компрессорный газлифт).
Если в качестве рабочего агента применяют газ из пластов с высоким содержанием газа, то эксплуатацию таких скважин называют бескомпрессорным газлифтом. Кроме того может использоваться внутрискажинный газлифт.
Системы газовоздушных подъемников различаются в зависимости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, и от направления движения сжатого газа и газонефтяной смеси. Для подъема жидкости на поверхность используют подъемники двух-, одно- и полуторорядные (рис. 1).
Это зависит от числа труб, спускаемых в скважину. По направлению движения рабочего агента имеются две системы подъемников: кольцевая и центральная. На рис. 2 показан двухрядный подъемник кольцевой системы.
Рис. 1. Принципиальная схема газлифтных скважин. Конструкции: а) однорядная; б) двухрядная; в) полуторорядная.
Преимущества:
- Оборудование на поверхности, что упрощает ремонт и обслуживание;
- Простота конструкции оборудования;
- Возможность отбора больших объемов жидкостей;
- Простое регулирование дебита;
- Возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин.
Недостатки:
- Большой расход НКТ;
- Низкий КПД подъемника и всей системы добычи;
- Большие затраты на строение.
Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура (рис. 2), обвязка которая зачастую позволяет подавать газа в затрубное пространство и в НКТ.
Рис. 2. Схема упрощенной арматуры для газлифтной эксплуатации скважин.
На колонную головку 1 устанавливается крестовина 2, на которой через планшайбу 4 подвешиваются НКТ 3. При кольцевой системе рабочий агент из газораспределительной будки по выкидной линии 6 поступает в кольцевое пространство, при этом задвижки 5 и 9 открыты, а задвижки 7, 8 и 14 закрыты. Газожидкостная смесь поднимается по НКТ и через задвижку 9 и выкидную линию 10 направляется к групповым газосепараторным установка. При эксплуатации скважины по центральной системе задвижки 7 и 8 открыты, а задвижки 5 и 9 закрыты. На крестовик 13 устанавливается буферная заглушка 11 с манометром 12. Когда необходимо проводить исследования и спускать необходимые приборы, вместо буферной заглушки устанавливается лубрикатор с роликом.
В процессе разработки залежи пластовое давление снижается. Удержание дебита скважин на заданном уровне при этом достигается за счет увеличения глубины погружения подъемных труб, но при этом увеличивается расход рабочего агента, что приводит к увеличению себестоимости добычи. Для уменьшения удельного расхода газа малодебитные скважины целесообразно эксплуатировать периодически компрессорным способом. Самая простая схема периодического газлифта заключается в том, что после вытеснения жидкости рабочим агентом его подача прекращается, и скважина останавливается. Во время остановки в скважине накапливается определенное количество жидкости. После этого в скважину вновь подают рабочий агент в кольцевое пространство, накопившаяся жидкость вытесняется в подъемные трубы и далее в выкидную линию. Этот метод имеет существенные недостатки:
- Во время продавливания жидкость рабочим агентом часто забойное давление становится выше пластового, и некоторая часть жидкость может быть задавлена обратно в пласт;
- После очередного выброса жидкости из подъемных из-за нерегулируемого процесса подачи рабочего агента увеличивается расход рабочего агента на добычу одной тонны нефти.
Рис. 3. Схема периодической эксплуатации газлифтных скважин однорядными трубами с рабочим отверстием и коккером.
Наиболее эффективная схема периодической эксплуатации газлифтных скважин показана на рис. 3. Скважина по этой схеме оборудуется однорядным лифтом 1 с рабочим отверстием 3 и обратным клапаном 5. В нижней части труб 2 устанавливается пакер 4. Роль камеры замещения выполняет межтрубное пространство. С помощью крана-отсекателя 6, датчика 8 и автоматического устройства 7 скважина работает в автоматическом режиме.
В случае, когда в качестве рабочего агента используется нефтяной газ, залежи нефти с высокими пластовыми давлениями или сжатый природный газ, тогда способ эксплуатации называют бескомпрессорным. Часто на газонефтяных месторождениях применяется так называемый внутрискважинный газлифт, когда природный газ поступает из газового пласта в подъемник непосредственно в скважине. На рис. 4 показаны схемы простейших внутрискважинных газлифтов.
Рис. 4. Схемы внутрискважинных газлифтов.
На рис. 4а газовый пласт 5 расположен выше нефтяного пласта 3. В скважину спущен один ряд НКТ 1 с рабочим клапаном 4. Между пластами установлен пакер 2. По НКТ 1 поднимается нефть, а по затрубному пространству через рабочий клапан 4 поступает сжатый газ из газового пласта. Излишний газ поступает из затрубного пространства в коллектор.
На рис. 4б показано, как по центральным трубам поступает сжатый газ из газового пласта, а по затрубному пространству идет нефть их нефтяного пласта. Пласты разобщены пакером 2. Газ поступает через газовый клапан, газирует нефть и вместе с нефтью поднимается по кольцевому пространтсву на поверхность. Регулирование работы газовых подъемников в описанных схемам осуществляется с помощью регуляторов 6, установленых на выкидной линии.
При газлифтной эксплуатации возможны следующие осложнения:
- Образование песчаных пробок на забое;
- Отложение солей на забое и в НКТ;
- Скопление воды на забое;
- Отложение парафина в НКТ.
Эксплуатация штанговыми глубинными насосами
По статистике только чуть более 13% всех скважин в России эксплуатируются фонтанным способом (хотя эти скважины дают более 30% всей российской нефти)
Наиболее распространенным способом добычи нефти в нашей стране является эксплуатация штанговыми глубинными насосами с приводом от станков качалок (СКН).
Около 70% действующего фонда скважин эксплуатируются глубинными насосами, которыми добывается более 30% нефти. Этому способствует простота оборудования и его облуживания, небольшие затраты на обустройство скважин, что позволяет с высокими экономическими пказателями эксплуатировать скважины с дебитами от нескольких килограммов до нескольких десятков тонн нефти в сутки. ШГН можно добывать нефть с глубины до 3000 метров. В основном губинно-насосную эксплуатацию применяют в среднедебитных и малодебитных скважинах.
Рис 5. Схема работы штанговой глубинно-насосной установки.
Штанговая насосная установка (рис. 5) состоит из глубинного плунжерного насоса 1, который спускается на НКТ 4 в скважину под динамический уровень, и станка качалки, устанавливаемого на устье скважины, а также устьевого оборудования, состоящего из тройника с сальником и планшайбы. В скважину на штангах 3 спускается плунжер насоса 2. Верхняя штанга называется полированным штоком, который проходит через сальник 6 и соединяется с головкой балансира станка-качалки 7 с помощью траверсы и гибкой канатной подвески. Станок качалка приводится в действие от электродвигателя через систему передач. Вращение электродвигателя 11 при помощи редуктора 12, кривошипа 10 и шатуна 9 преобразуется в возвратно-поступательное движение балансира 8, передаваемое плунжеру насоса 2 через колонну штанг 3.
Глубинный насос работает следующим образом. При движении плунжера вверх нижний всасывающий клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. В это время верхний нагнетательный клапан закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, находящейся в НКТ. При движении плунжера вниз нижний клапан по давлением нефти, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра насоса переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе нефть поступает в НКТ, поднимается до устья и через тройник поступает в выкидную линию.
В промысловых условиях применяются невставные и вставные штанговые насосы. В невставных насосах основные узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на НКТ спускается цилиндр насоса, а затем на штангах в цилиндр спускаются плунжер и всасывающий клапан. Поднимают невставной насос также раздельно.
Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Цилиндр насоса вместе с плунжером спускается на штангах. Вставной насос в собранном виде спускают, устанавливают и закрепляют с помощью специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах.
Для смены вставного насоса, вышедшего из строя, поднимают на поверхность только штанги, а НКТ остаются в скважине. То есть при смене вставного насоса затрачивается значительно меньше времени, чем при смене невставного. Однако если в добываемой нефти имеются парафин и смолы, то в этом случае вставные насосы практически не используются.
Цилиндры насосов собираются из отдельных коротких чугунных или стальных втулок длиной 300мм. При сборе цилиндра втулки надевают на специальный калиброванный стержень-скалку, который обеспечивает их соосность, и в таком виде вставляют в трубчатый кожух, где плотно зажимаются с торцов муфтами или ниппелями-переводниками, навинчивающимися на резьбу кожуха. При такой сборке втулки образуют сплошной гладкий цилиндр с точно выдержанным по всей длине диаметром.
Плунжеры изготавливаются из цельнотянутых стальных труб. Длина плунжера 1200 мм, а толщина стенки в зависимости от диаметра плунжера т 5 до 9,5 мм. На концах делается внутренняя резьба для присоединения клапанов, переводников и т.д. наружная поверхность плунжера тщательно шлифуется, покрывается хромом с целью повышения износостойкости и антикоррозийности, после чего полируется.
В глубинных штанговых насосах применяются клапаны шаровой конструкции. Шаровой клапан состоит из шарика и седла шарика, изготавливаемых из легированной стали с последующей термической обработкой для повышения твердости и износостойкости. Шарик должен плотно прилегать к седлу с целью недопущения пропуска жидкости через зазоры в клапанах, что достигается притиркой рабочей поверхности седла, которое находится в контакте с шариком.
Насосные штанги предназначены для соединения плунжера штангового насоса с приводом насосной установки (СНК) и сообщают плунжеру возвратно-поступательное движение. Они представляют собой стальные стержни круглого сечения. Штанги изготавливают диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной от 7,5 до 10 м. На концах штанг утолщенные головки, на которых имеется резьба и участок с квадратным сечением для штангового ключа. Также выпускаются укороченные штанги длиной 1; 1,5; 2; 2,5 и 3 м для регулирования длины колонны штанг в зависимости от глубины подвески насоса и положения плунжера в цилиндре насоса.
Устьевое оборудование штанговой глубинной установки (рис. 6) состоит из планшайбы и тройника-сальника. На колонный фланец 1 устанавливается планшайба 2 с подвешенными на ней трубами 3. В планшайбе имеются отверстия для отвода газа из затрубного пространства и для замера уровня жидкости в скважине. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивается тройник 5 для отвода нефти в выкидную линию. Для герметизации тройника и пропуска сальникового стока 7 выше тройника устанавливают сальник 6, который уплотняется сверху крышкой 8.
Рис. 6. Оборудование устья насосной скважины.
Станок качалка с головкой (с противовесами), редуктора с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами. Вращение вала электродвигателя 11 при помощи клиноременной передачи 15 передается ведущему валу редуктора 10. Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от типа станка-качалки и его грузоподъемности имеют диаметры от 63 до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для всех типов станка-качалки, но в зависимости от грузоподъемности и крутящего момента изменяются от 315 мм у станков с небольшой грузоподъемностью до 1250 мм у станков с большой грузоподъемностью. С целью изменения длины хода полированного штока на кривошипах делают отверстия для крепления шатуна. Длина хода полированного штока изменяется перестановкой нижнего пальца шатуна в новое отверстие кривошипа. Число качений балансира изменяют подбором электродвигателя с соответствующей характеристикой или чаще всего изменением диаметра шкива на валу электродвигателя.
Долговечность и безаварийность работы станка качалки во многом зависит от его уравновешенности, для этого необходимо выравнивать нагрузку электродвигатель во время каждого двойного хода плунжера. Это выравнивание осуществляется с помощью противовесов, подвешиваемых на заднем конце балансира или установленных на кривошипах. Противовес рассчитывается так, чтобы он уравновешивал вес столба жидкости и штанг, на преодоление которого тратится энергия электродвигателя при ходе плунжера вверх.
Уравновешенность станков качалок регулярно проверяется на промыслах по нагрузке на электродвигатель с помощью токоизмерительных приборов. Не менее важным условием длительной и бесперебойной эксплуатации станков-качалок является регулярное смазывание их узлов и деталей. Регулярно должны смазываться редуктор, подшипники головок шатунов и балансира, шарнир траверсы и другие трущиеся части станка-качалки.
Производительность ШГН высчитывается по формуле:
- где F — площадь сечения плунжера;
- S — длина хода плунжера;
- n -число качений.
На практике фактическая производительность ШГН обычно меньше теоретической. В этой связи фактическая подача штанговой насосной установки:
где a — коэффициент подачи штангового насоса, который равен отношению фактической производительности к суточной.
Коэффициент наполнения насоса можно увеличить следующим образом:
- Уменьшение объема вредного пространства в насосе
- Уменьшение объема свободного газа, поступающего в цилиндр насоса
- Частичный отвод газа в межтрубное пространство.
Для управления электродвигателем применяют специальные станции управления. Основными элементами таких станции являются:
- Магнитные пускатели для включения/отключения двигателя;
- Автоматический контроллер для оптимизации работы скважин;
- Защитное электротехническое оборудование;
- Штепсельная розетка для подачи электроэнергии бригадам ПРС и КРС; Станции управления обеспечивают:
- Управление электродвигателем в ручном и автоматическом режимах;
- Плавный разгон и торможение электродвигателя;
- Регулирование частоты вращения электродвигателя;
- Непрерывный контроль напряжения электрической цепи, порядка чередования фаз, значение силы тока по трем фазам;
- Вычисление дисбаланса напряжений, токов, коэффициентов мощности, коэффициентов загрузки;
- Определение времени наработки на отказ;
- Минимизацию количества аварийных отключений;
- Оптимизацию работы скважин за счет регулирования частоты качений;
- Автоматическое повторное включение скважины при возвращении параметров в рабочую зону.
При эксплуатации скважин ШГН проявляются следующие осложнения:
- Отложение АСПО в насосе, НКТ и штангах;
- Искривление ствола скважины;
- Большое количество свободного газа. поступающего вместе с нефтью в скважину.
Винтовые насосы
Установка винтового погружного насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса здесь используется винтовой насос. В установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяются четырехполюсные погружные электродвигатели с частотой вращения 1500 об/мин.
Погружной винтовой насос состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой муфты, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с валом погружного электродвигателя; эксцентриковых муфт; правых и левых обойм с винтами; предохранительного клапана и трубы. Рабочими органами винтового насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрессорные трубы. За один оборот винт два раза перекроет камеры в обойме, т.е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости.
Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи насоса.
При работе погружного винтового насоса не происходит интенсивного эмульгирования жидкости.
Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами
Россия занимает в мире ведущее место по производству и использованию для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН).
До 60% нефти России и до 70% нефти Западной Сибири добывается с использованием УЭЦН.
Состояние нефтяной промышленности России подошло к такому периоду, когда дальнейшая эксплуатация скважин возможна лишь при модернизации процесса добычи нефти, из-за существенного ухудшения эксплуатационных условий.
ЭЦН имеет преимущество перед ШГН в следующем:
- Возможность отбора до 1000 и более м 3 в сутки;
- Возможность использования в скважинах с глубиной более 3000 метров;
- Высокий межремонтный период (более 500 суток);
- Возможность проведения исследовании в скважине без подъема насосного оборудования;
- Менее трудоемкие методы удаления АСПО со стенок НКТ.
Все это способствовало тому, что ЭЦН нашли широкое применение. Электроцентробежные погружные насосы применяются в глубоких и наклонных нефтяных и сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются заводами электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Установка электроцентробежного насоса предназначена для отбора пластовой жидкости:
- с максимальным содержанием твердых частиц 0,01%;
- с максимальной обводненностью 99%;
- с максимальным объемным содержанием свободного газа на приеме насоса 25%;
- с максимальным содержанием сероводорода 0,01 грамм на 1 литр.
Установка скважинного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного оборудования.
Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД), протектора.
ПЭД с протектором, и последний с насосом, соединены на фланцах. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. 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.
Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами).
Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на середине трубы, затем, на каждой двадцатой трубе кабель крепят дополнительно пятью поясами, устанавливаемыми в средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого. Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД.
Станция управления обеспечивает:
- Управление в ручном и автоматическом режиме;
- Плавный разгон и торможение;
- Регулирование частоты вращения;
- Непрерывный контроль параметров электрической сети;
- Регистрация контролируемых параметров и причин отключения ПЭД в реальном времени;
- Автоматическая поддержка пластового давления на заданном уровне;
- Добыча близкая к потенциалу;
- Минимизация аварийных отключений;
- Автоматический переход из повторно-кратковременного режима в непрерывный.
Устьевое оборудование при эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами состоит из тройника и задвижки, устанавливаемой на выкидной линии. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются на фланце обсадной колонны с помощью специальной планшайбы. Планшайба состоит из основной части, представляющей неполный круг, и дополнительной — сегмента, крепящегося к первой двумя шпильками. Зазор между этими двумя частями уплотняется прокладкой. В середине разъема имеется отверстие для пропуска в скважину силового кабеля КРБК (кабель резиновый бронированный круглый).
В колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны. Обратный клапан используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Сливной клапан монтируется над обратным клапаном, и пользуются им для спуска жидкости из НКТ перед подъемом их из скважины. Перед подъемом насосного агрегата из скважины в насосно-компрессорные трубы сбрасывают металлический стержень (ломик).
Этот металлический стержень, проходя через трубы, ударяет по удлиненному концу сливного клапана, в результате чего открывается отверстие для стока жидкости из НКТ. Это позволяет производить подъем насосно-компрессорных труб без разлива жидкости на устье скважины, а сломанный штуцер заменяют новым.
Электроцентробежный погружной насос работает следующим образом.
Электрический ток от промысловых электроподстанций через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к погружному электродвигателю, в результате чего электродвигатель начинает вращаться и одновременно вращает вал насоса и проводит электроцентробежный насос в действие. Во время работы агрегата жидкость всасывается центробежным насосом через фильтр-сетку, установленный на приеме насоса, и нагнетает ее по насосно-компрессорным трубам на поверхность. Для того чтобы жидкость при остановках насосного агрегата не протекала из насосно-компрессорных труб в скважину, в НКТ над погружным насосом устанавливается обратный клапан. Над насосом устанавливается также спусковой клапан, через который жидкость из насосно-компрессорных труб во время их подъема сливается в скважину.
Погружные центробежные насосы по поперечным размерам делятся на три условные группы. Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А — 103 мм и группа 6 — 114 мм. Частота вращения вала выпускаемых погружных центробежных насосов находится в пределах 2800-2900 об/мин.
Погружной центробежный насос представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, изготовленный из трубной заготовки. Число рабочих колес и направляющих аппаратов (ступеней) в выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332. Напор жидкости, создаваемый одной ступенью, составляет 3,5-5,5 м водяного столба.
Погружной центробежный насос приводится в действие трехфазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнутым ротором. Погружные электродвигатели применяются для работы в скважинах с температурой откачиваемой жидкости 80-95° С.
Диаметр корпуса двигателя ограничивается внутренним диаметром эксплуатационной колонны, поэтому, чтобы обеспечить необходимую мощность, длина их достигает 4,2-8,2 м. Мощности выпускаемых электродвигателей в зависимости от типа насоса бывают от 14 до 600 кВт, а их диаметры — от 103 до 123 мм. Скорость вращения ротора погружных электродвигателей составляет около 3000 об/мин. Статор состоит из чередующихся магнитных и немагнитных пакетов с обмотками. Ротор состоит из отдельных секции, собранных на валу, между секциями устанавливают промежуточные опорные подшипники качения или скольжения, которые предотвращают изгиб вала от одностороннего магнитного притяжения между статором и ротором и от действия неуравновешенных центробежных сил. Корпус ПЭД заполнен маслом под избыточным давлением, чтобы не допускать протеков в полость ПЭД жидкости из скважины.
В качестве гидрозащиты применяется специальный протектор. Он собирается в стальном цилиндрическом корпусе, диаметр которого соответствует диаметру насоса. Протектор устанавливается между насосом и двигателем. Через него проходит промежуточный вал, соединяющий вал насоса с валом двигателя посредством шлицевых муфт. Протектор состоит из камер густого масла (вверху) и жидкого маслоотстойника с гидрозатвором (внизу).
В верхней части протектора имеется поршень с пружиной для создания избыточного давления масла в протекторе и двигателе в пределах 0,01-0,2 МПа.
