Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела. Основы нефтяного и газового дела

• Название: Основы нефтяного и газового дела
• Анкор: Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела.doc
• Дата: 04.02.2017
• Размер: 12.41 Mb.
• Имя файла: Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела.doc
• Тип: Книга; #2110
• страница: 17 из 26

§ 3. НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — один из основных способов механизированной добычи нефти в Советском Союзе. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через колонну штанг.

Насосная установка (рис. 90) состоит из насоса /, находящегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного на поверхности у устья. Цилиндр 11 насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб 9, а плунжер 12 подвешен на колонне штанг 2. Верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки 6 канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан 10, а в нижней — всасывающий клапан 13. У

Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником 3. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока (т. е. верхней насосной штанги). По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8 через редуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан 13 под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан 10 в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.

При движении плунжера 12 вниз всасывающий клапан 13 под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан 10 открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

Станок-качалка (рис. 91) состоит из следующих основных узлов: рамы со стойкой, балансира с головкой и в некоторых станках с противовесами, редуктора с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами.

Кинематическая схема станка-качалки показана на рис. 92. Из схемы видно, что вращение вала электродвигателя при помощи клиноременной передачи передается ведущему валу редуктора. Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от его мощности имеют диаметры от 63 до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для каждого типа станка-качалки, но в зависимости от его грузоподъемности и крутящего момента редуктора изменяются от 315 мм у станка-качалки с наименьшей грузоподъемностью и до 1250 мм у самых тяжелых станков-качалок. Изменение передаточного числа клиноременной передачи станков-качалок от 2,5 до 5,0 достигается сменой шкивов на валу электродвигателя.

Передаточное число двухступенчатого редуктора для всех типов станков одинаково и равно 38, несмотря на то, что габариты и масса редукторов в зависимости от типа станка изменяются в больших пределах. Так, масса редуктора самого легкого станка-качалки грузоподъемностью 1,5 т равна 82, а редуктора станка-качалки грузоподъемностью 8т — 3960 кг.

	Рис. 91. Станок-качалка: /—-головка балансира; 2 — стопорное устройство головки; 3 — опорный подшипник балансира; 4 — балансир; 5 — противовесы; 6 — сферический подшипник подвески траверсы; 7 — шатун; 8 — противовес кривошипа; 9 — кривошип; 10 — редуктор; //— электродвигатель; 12 — ручка тормоза; 13 — рама 14 — стойка
Рис. 90. Штанговая насосная установка

Рис. 92. Кинематическая схема станка-качалки:

1 - головка балансира; 2 - балансир; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - ведомый вал; 7 - промежуточный вал; 8 - ведущий вал; 9 — шкив редуктора; 10 - электродвигатели; 11 — шкив электродвигателя.
Длина хода точки подвеса штанг изменяется перестановкой нижнего пальца шатуна в новое отверстие кривошипа, т. е. изменением радиуса кривошипа. Длину хода можно определить из следующего выражения:



где r— рабочая длина кривошипа; а—переднее плечо балансира; b— заднее плечо балансира.

Длительность и безаварийность работы станка-качалки зависят от степени его уравновешенности. Во время работы неуравновешенного станка-качалки в течение каждого двойного хода насоса двигатель нагружается неравномерно. При ходе плунжера вверх на установку действует вес столба жидкости в трубах и вес штанг. При ходе же вниз двигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз под действием собственного веса штанг.

Такие колебания нагрузки отрицательно влияют на прочность всей установки и особенно на работу двигателя. Чтобы предотвратить преждевременный износ двигателя, необходимо выравнивать нагрузку на него в период каждого двойного хода плунжера. Это достигается уравновешиванием станка-качалки при помощи противовесов. Контргруз должен быть рассчитан так, чтобы он уравновешивал вес столба жидкости и штанг, на преодоление которого и тратится энергия электродвигателя при движении плунжера вверх.

Штанговые скважинные насосы, насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные (трубные) и вставные.

Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы спускаются в скважину раздельно: цилиндр — на насосно-компрессорных трубах, а плунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами — на штангах.

Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем трубы с цилиндром.

Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине; их извлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике бывает редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Кроме того, при использовании такого насоса меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте, затрачивается много времени.

Невставные насосы подразделяются на два типа: 1) насосы двухклапанные НСН1 (насос скважинный невставной первого типа) и 2) насосы трехклапанные НСН2.

Двухклапанный насос НСН1 (рис. 93, а) состоит из трех основных узлов: 1) цилиндра с седлом конуса на конце; 2) всасывающего клапана с конусом и ловильным штоком, ввинченным в клетку клапана (шток предназначен для зацепления и извлечения на поверхность клапанного узла без извлечения цилиндра насоса); 3) плунжера с нагнетательным клапаном.

После спуска на заданную глубину насосных труб с цилиндром на штангах спускают плунжер с узлом всасывающего клапана. Посадочный конус плотно садится в гнездо, разобщая тем самым затрубное пространство и полость насоса. Для извлечения насоса из скважины плунжер приподнимается выше его обычного верхнего положения. Наконечник плунжера подхватывает при этом головку захватного штока, и уплотняющий конус вместе . с всасывающим клапаном выходит из гнезда, поднимаясь вслед за плунжером.

Существенный недостаток двухкла-панных насосов типа НСН1 — значительный объем вредного пространства (объемы между всасывающим и нагнетательным клапанами при крайнем нижнем положении плунжера). Поступающий в насос вместе с нефтью газ при снижении давления в цилиндре (ход вверх) скапливается в этом пространстве, образуя газовую подушку. Объем, занимаемый газом в насосе, уменьшает полезный объем цилиндра, т. е. снижает количество поступающей в цилиндр нефти. Коэффициент подачи таких насосов в скважинах с большим содержанием газа очень низкий.

Этот недостаток устранен в трех-клапанном насосе типа НСН2 (рис. 93,6). Вредное пространство в нем уменьшено за счет установки дополнительного нагнетательного клапана на нижнем конце плунжера. При этом ловильный шток заменяется специальным захватным приспособлением, монтируемым в нижней части плунжера. Это приспособление представляет собой замковую муфту с косыми прорезями, в клетку же всасывающего клапана ввинчивают шпиндель со шпилькой. При опускании плунжера вниз шпильки скользят по канавкам муфты, а при повороте штанг вправо и последующем их подъеме захватываются прорезями.

Рис. 93. Невставные скважинные насосы: 1 — нагнетательный клапан; 2 — цилиндр насоса; 3 — плунжер; 4 — патрубок-удлинитель; 5 — всасывающий клапан; 6 — седло конуса; 7 — захватный шток; 8 — нижний нагнетательный клапан; 9 — ловитель; 10 — наконечник

Насос скважинный вставной НСВ1 (рис. 94) состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера 6 и замковой опоры 4. Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет закрепленный наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце конус 3, который служит опорой насоса.

Рис. 94.

Вставной насос

Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг при помощи штока /, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковой опоре 4, предварительно спущенной на насосных трубах 2, на нижнем конце которых смонтирована направляющая труба 7. Спущенный и укрепленный в замковой опоре вставной насос работает, как обычный трубный насос.

Цилиндры трубных насосов собираются из чугунных втулок длиной 300 мм, а вставных насосов — из стальных втулок такой же длины. В зависимости от длины хода плунжера число втулок в цилиндре составляет от 6 до 17.

С целью повышения износостойкости втулки подвергаются термической обработке. Составленные вместе они образуют один сплошной цилиндр с тщательно отшлифованной внутренней поверхностью. Рабочий цилиндр насоса заключают в стальной кожух. Собранные втулки зажимают с. двух сторон специальными муф'тами, навинчиваемыми или ввинчиваемыми в кожух.

Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной 1200—1500 мм из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Наружная поверхность плунжера шлифуется, хромируется для повышения износостойкости и затем полируется. На обоих концах плунжера нарезана внутренняя резьба для присоединения клапанов или переводников. Клапаны насосов. В штанговых насосах применяют шариковые клапаны с одним шариком — со сферической фаской седла и двумя шариками — со ступенчато-конусной.

Для передачи движения от станка-качалки к плунжеру насоса предназначены насосные штанги — стальные стержни круглого сечения длиной 8 м, диаметрами 16, 19, 22 или 25 мм, соединяемые с помощью муфт.

В процессе работы глубинного насоса штанги выдерживают значительную переменную нагрузку: давление столба жидкости, воспринимаемое плунжером при перемещении вверх; силу тяжести штанг и усилия от продольных колебаний колонны штанг, возникающих при изменении нагрузки на плунжер.

Часто штанги эксплуатируются в коррозионной жидкости, которая вызывает ускоренное разрушение поверхности металла и ослабление его прочности. Такие условия эксплуатации штанг определяют, повышенные требования к их прочности, поэтому для изготовления штанг применяют сталь высокого качества.

Подача насосной установки. Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе, называется его п од а ч е и.

Подачу насосной установки можно определить по формуле



где F— площадь поперечного сечения плунжера, м²; S — длина хода плунжера, м; п— число ходов плунжера в минуту; р — относительная плотность жидкости; 60X24 — число минут в сутках.

Если принять, что где D— диаметр плунжера,

то формулу для определения подачи насосной установки можно записать в виде

В приведенной формуле переменные величины: диаметр плунжера, длина хода и число качаний. Подачу глубиннона-сосной установки регулируют путем изменения этих величин.

При эксплуатации скважин применяют насосы следующих размеров (по диаметру плунжера): 28, 32, 38, 43, 56, 68, 82 и 93 мм. Площадь поперечного сечения плунжера у насоса наибольшего диаметра в 11 раз больше площади поперечного сечения насоса наименьшего диаметра.

Имея восемь стандартных размеров насосов, подачу установок можно регулировать путем их замены. Изменение подачи установки без извлечения насоса на поверхность достигается изменением длины хода или числа качаний.

Подача насоса, рассчитанная по приведенным формулам, называется теоретической. Она показывает, какое количество жидкости может подавать насос при условии полного заполнения пространства цилиндра под плунжером и при отсутствии утечек жидкости в насосе и подъемных трубах.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической подачи насоса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его подачу.

Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5—0,6, т. е.



Эксплуатация скважин в осложненных условиях. Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, например: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в. насосе и трубах откладывается парафин.

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

В результате многолетних исследований разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, которые включают:

использование насосов с уменьшенным вредным пространством;

удлинение длины хода плунжера;

увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине;

отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Основные мероприятия по предохранению насоса от вредного влияния песка следующие:

регулирование отбора жидкости на скважины в основном: в сторону его ограничения;

применение насосов с плунжерами специальных типов (с канавками, типа «пескобрей»);

подлив нефти в затрубное пространство скважин с целью

уменьшения концентрации песка в струе жидкости, проходя-

. щей через насос, и увеличения скорости движения этой струи;

применение трубчатых штанг.

Защитные приспособления на приеме насоса. Все мероприятия режимного и технологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений у приема насоса — газовых, песочных якорей или комбинированных газопесочных якорей.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 95. Этот якорь состоит из двух камер — газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней — рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к ..приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубку 3 на прием насоса.

В зависимости от количества песка, выделяемого из жидкости, корпус песочной камеры может быть удлинен наращиванием труб.

Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полными (трубчатыми) штангами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42, 48 мм.

Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоединяют к плунжеру с помощью специальных переводников.

Предотвращение отложений парафина. При добыче парафинистой нефти в скважинах возникают осложнения, вызванные выпадением парафина на стенках подъемных труб и в узлах насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают площадь их поперечного сечения, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости.

По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

При добыче нефти с большим содержанием парафина применяют такие методы устранения парафина, при которых не требуются остановка скважины и подъем труб на поверхность: 1) очистка труб механическими скребками различной конструкции, установленными на колонне штанг; 2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство; 3) нагрев подъемных труб электрическим током — электродепарафинизация.

В последние годы при насосной эксплуатации широко применяют насосно-компрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.



Рис. 95. Газопесочный якорь
Динамометрия. Для контроля за работой насосов в скважинах и для измерения нагрузок на штанги применяют особые приборы с пишущим устройством — динамографы. С помощью этих приборов получают динамограмму — график изменения нагрузки в точке подвеса насосных штанг в зависимости от их перемещения.

Простейшая теоретическая динамограмма работы насоса за один ход вверх и вниз имеет форму параллелограмма (рис.96).

По вертикальной оси даны нагрузки, действующие на поли-



Рис. 96. Теоретическая динамограмма

рованный шток, а по горизонтальной — перемещения последнего.

Нагрузка на полированный шток по мере его передвижения вверх изменяется в следующем порядке.

В конце хода вниз полированный шток и плунжер находятся в крайнем нижнем положении; при этом нагнетательный клапан насоса открыт, приемный — закрыт. На полированный шток действует лишь нагрузка от веса штанг. Этому положению соответствует точка А на динамограмме. В момент начала движения полированного штока вверх нагнетательный клапан закрывается, на полированный шток кроме веса штанг начинает действовать и вес жидкости, заключенной в трубках. Под действием этой силы штанги растягиваются (упругая деформация), а длина подъемных труб сокращается до первоначального значения. В продолжении всего процесса растяжения штанг и сокращения длины труб плунжер остается неподвижным по отношению к насосу, в то время как полированный шток перемещается на величину, равную сумме нагрузок растяжения штанг и сокращения труб.

Процесс восприятия полированным штоком нагрузки от давления на плунжер столба жидкости записывается на диаграмме наклонной прямой АБ; линия 6Б характеризует перемещение полированного штока в процессе восприятия нагрузки. По окончании процесса восприятия нагрузки штангами начинается движение плунжера, при этом открывается приемный клапан насоса (точка Б).

Дальнейшее движение полированного штока и плунжера вверх происходит при неизменной нагрузке; на динамограмме этот процесс изображается прямой БВ. Нагрузка на полированный шток в этом случае равна весу штанг, погруженных в жидкость, плюс нагрузка от давления столба жидкости на плунжер.

В начале хода вниз нагнетательный и приемный клапаны закрыты, на полированный шток действует полная нагрузка от веса штанг и жидкости (точка В).

По мере движения полированного штока вниз шток, штанги и плунжер разгружаются, передавая нагрузку на трубы; трубы растягиваются, а штанги сокращаются (линия БТ). Линия ГГ характеризует перемещение полированного штока в процессе разгрузки, она соответствует сумме нагрузок сокращения штанг и растяжения труб. По окончании процесса разгрузки полированного штока нагнетательный клапан открывается и начинается движение плунжера вниз (точка Г). Дальнейшее движение полированного штока и плунжера происходит при открытом нагнетательном клапане и неизменной нагрузке (линия ГЛ). В точке А цикл возобновляется.

Такая динамограмма получается при работе насоса в дегазированной жидкости при коэффициенте наполнения, равном единице, и при отсутствии динамических нагрузок, т. е. при медленном и плавном движении системы (полированный шток — штанги — плунжер) вверх и вниз.

Если бы при работе глубинного насоса не происходило растяжения и обратного сокращения штанг и труб, теоретическая динамограмма имела бы вид прямоугольника.

При работе насосной установки могут быть различные неполадки, приводящие к утечкам жидкости в насосе и трубах или снижению коэффициента подачи насоса, что в конечном счете нарушает нормальный процесс изменения нагрузки на полированный шток. Эти изменения нагрузки легко проследить по динамограмме. Каждому нарушению нормальной работы насоса соответствует своя характерная форма динамограммы. А зная, как изменяется форма динамограммы при тех или иных нарушениях, можно определить характер нарушения, не поднимая насос на поверхность.

Помимо качественных показателей работы насоса (утечка через насос, влияние газа на работу насоса, правильность посадки плунжера, заедание плунжера и т. п.) по динамограмме определяют также количественные показатели: нагрузку на головку балансира станка-качалки в любой момент движения штанг, приближенное значение коэффициента наполнения и т. п. Таким образом, динамограф позволяет определять, правильно ли работает насос, не влияет ли на его работу газ, достаточна ли глубина погружения. Динамометрирование позволяет также определять, в каком ремонте нуждается скважина.

§ 4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ ПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ

Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин и другие причины ограничивают область применения штанговых насосов.

В связи с этим за последние годы при эксплуатации нефтяных скважин стали применять бесштанговые насосы, из которых широко распространены погружные центробежные электронасосы и винтовые насосы.

Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 97) состоит из насосного агрегата, бронированного кабеля 6, устьевой арматуры 7, кабельного барабана станции управления 10 и автотрансформатора 9.

Погружной насосный агрегат, в собранном виде спускаемый в скважину на подъемных трубах 5, состоит из центробежного многоступенчатого насоса 4, погружного электродвигателя / и протектора 2. Все эти узлы соединены между собой фланцами. Валы двигателя, протектора и насоса, имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку 3.

К наземному оборудованию скважин относятся устьевая арматура 7, барабан со стойками для кабеля, автоматическая станция управления 10 и автотрансформатор 9. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле 6, подводящем ток к погружному электродвигателю 1. Для защиты от пыли и снега автотрансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически включать и отключать агрегат и контролировать его работу (отключать агрегат при прекращении подачи жидкости, при перегрузках и коротких замыканиях).

Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в него кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор 9 и станцию управления 10 поступает по кабелю 6 к электродвигателю 1, в результате чего электродвигатель вращает вал насоса и приводит таким образом его в действие. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из ко-
лонны труб в скважину, в 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.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Он представляет собой набор лопаток (ступеней), составляющих ротор насоса и направляющих аппаратов, являющихся статором.



Рис. 97. Установка погружного центробежного электронасоса
На рис. 98 показана схема одной ступени насоса. Лопатки 1 опираются на элементы статора 3 насоса с помощью текстолитовых колец 4. Поэтому осевые нагрузки, которые развиваются на валу двигателя, передаются корпусу насоса. Посредством шпонки лопатки укрепляются на валу 2, а элементы, которые составляют статор, — в корпусе насоса с помощью затяжной гайки. Лопатки и элементы, составляющие статор, изготовляют из чугуна.

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. 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 или. трехсекционные насосы.

Погружные центробежные электронасосы (ЭЦН) применяют для работы в скважинах, закрепленных обсадными трубами диаметрами 140, 146 и 168 мм с внутренними диаметрами соответственно не менее 121,7; 124 и 144,3 мм. Для таких скважин используют насосы с наружным диаметром 92—123 мм. Для эксплуатации скважин, в продукции которых содержится большое количество песка (до 1,0% от количества извлекаемой жидкости), центробежные электронасосы изготовляют в износостойком исполнении.



Рис. 98. Схема одной ступени насоса
К основным параметрам погружного центробежного электронасоса относятся его подача Qи развиваемый напор Н. Величина напора характеризует высоту, на которую жидкость может быть поднята с помощью данного насоса. Напор и подача — взаимозависимые величины: чем выше разиваемый данным насосом напор, тем ниже его подача Это хорошо видно из рис. 99. Например, насос, рабочая характеристика которого показана на этом рисунке, способен поднять воду на высоту 1150 м, но при этом он будет работать вхолостую (Q = 0). Если напор приближается к нулю, то насос способен перекачивать до 500 м³/сут жидкости.

С увеличением напора подача насоса снижается, а при снижении увеличивается; к. п. д. η в обоих случаях несколько снижается.

Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный к. п. д. установки. В рассматриваемом случае максимальный к. п. д. составляет 55%. При этом Q = 250 м³/сут, Я = 800 м.

Промышленностью выпускаются электронасосы, рассчитанные на напор от 450 до 1500 м и подачу от 40 до 700 м³/сут.

Погружной электродвигатель. Приводом ЭЦН служат погружные электродвигатели трехфазные, асинхронные с короткозамкнутым ротором. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала составляет 3000 об/мин.

Ротор электродвигателя состоит из нескольких секций стандартной длины. Между секциями устанавливаются бронзовые подшипники. Обмотка статора общая для всех его пластин. Кожух заполняется легким трансформаторным маслом, характеризующимся высокими диэлектрическими свойствами. Масло служит, для смазки и охлаждения ротора и статора.

Так как диаметр корпуса двигателя ограничен внутренним диаметром эксплуатационной колонны (121,7—148,3 мм), с целью обеспечения необходимой мощности длина их достигает 4,2—8,2 мм.

Мощности выпускаемых погружных электродвигателей в зависимости от типа насоса могут быть от 14 до 125 кВт, их диаметры от 103 до 123 мм.

Гидрозащита — один из важнейших узлов погружного агрегата. Она предохраняет электродвигатель от попадания в его полость пластовой жидкости. Это достигается тем, что в полости электродвигателя, заполненного жидким маслом, создается давление, превышающее давление окружающей среды. Гидро-



Рис. 99. Рабочая характеристика ЭЦН
защита компенсирует также утечки масла из двигателя и обеспечивает подачу масла к подшипникам насоса.

Подбор скважины для применения погружного электронасоса производится на основании данных ее исследования, в результате которого определяются ее дебит и динамический уровень при этом дебите, что соответствует напору, который должен развивать насос.

Электронасос спускают в скважину после очистки забоя ее от грязи и осадков. Затем подъемные трубы заполняют до устья жидкостью и после этого включают двигатель.

Обслуживание скважины, эксплуатируемой центробежными электронасосами, состоит в проверке подачи насоса и контроле за работой электрооборудования.

Погружные винтовые насосы на практике стали внедряться сравнительно недавно.

Установка винтового насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса, т. е. из погружного агрегата (двигателя, гидрозащиты, насоса), кабеля, оборудования устья, автотрансформатора и станции управления. Вместо центробежного насоса в подземном агрегате используется винтовой насос. Кроме того, в установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяют четырехпо-люсные погружные электродвигатели с частотой вращения вала (синхронной) 1500 об/мин, в то время как в установках ЭЦН — двухполюсные электродвигатели с частотой вращения вала 3000 об/мин. Конструктивно двигатели идентичны.

Погружной винтовой насос (рис. 100) имеет следующие основные узлы и детали: пусковую муфту 1, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с валом погружного электродвигателя; эксцентриковые муфты 2 и 5; правые и левые обоймы 3 и 6 с винтами 4 и 7; предохранительный клапан 8 и трубу 9. Его рабочими органами являются однозаход-ные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта.

Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровые сетки. Нагнетаемая жидкость поступает в полость между винтами и за обоймой 6 проходит к предохранительному клапану 8 и далее в подъемные трубы.

Винт, вращаясь в обойме, совершает сложное планетарное движение. За один оборот винта замкнутые полости, имеющие винтообразную форму, перемещаются с заключенной в них жидкостью на один шаг обоймы в осевом направлении в сторону нагнетания. При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой. При этом сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с обоймой остается постоянной и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте вращения винта. Жидкость перекачивается практически без пульсации, не создавая стойкой эмульсии из нефти с водой.

Отличительной особенностью рабочего винта является то, что любое поперечное сечение, перпендикулярное оси вращения, представляет собой правильный круг. Центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего винта. Расстояние центра поперечного сечения винта от его оси называется эксцентриситетом и обозначается буквой е. Поперечные сечения обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковы, но повернуты относительно друг друга. Одно из таких поперечных сечений винта в обойме изображено на рис. 101. Сечение внутренней полости обоймы образовано двумя полуокружностями с радиусами, равными половине диаметра поперечного сечения винта, и двумя общими касательными. Расстояние между центрами этих полуокружностей равно 4е. Благодаря вращению вала насоса винт вращается вокруг своей оси, одновременно ось винта совершает вращение по окружности диаметром d = 2eв обратном направлении.

Винтовой насос— насос объемного действия, его теоретическая подача прямо пропорциональна частоте вращения винта.

Так как винт, вращаясь, в осевом направлении не перемещается, то, естественно, жидкость, заполняющая впадины винтовой полости обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта. Таким образом, за один оборот винт 2 раза перекроет камеры в обойме, т. е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости. Так как осевое перемещение

	Рис. 100. Винтовый насос
	Рис. 101. Рабочие органы винтового насоса

жидкости за один оборот винта равно Τ (из рис. 101 шаг обоймы T_o6 = 2t), то подача насоса за один оборот



где AeD— площадь поперечного сечения потока жидкости.

Для насосов, работающих по сдвоенной схеме (см. рис. 100), подача насоса за один оборот составит



Подача насоса за одни сутки



В этих формулах: е — эксцентриситет винта; D— диаметр сечения винта; Τ — шаг обоймы; η — частота вращения вала насоса, об/мин; η_Ο6 — объемный к. п. д. насоса.

Если размеры насоса принимать в метрах, подача его будет в м³/сут.

Объемный коэффициент полезного действия насоса принимается равным 0,7—0,9. Эта величина зависит от характера посадки винта в обойме (с натягом или зазором), характеристики резины и развиваемого насосом напора.

На наших промыслах погружные винтовые электронасосы применяют для скважин со 146- и 168-мм обсадными колоннами с минимальными внутренними диаметрами соответственно 121,7 и 130 мм.

Погружной винтовой электронасос сочетает в себе положительные качества центробежного и поршневого, обеспечивая плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким к. п. д. при широком диапазоне изменения давления. Характерная особенность винтовых насосов — значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Поэтому наиболее эффективны эти насосы при добыче вязкой и высоковязкой нефти.

Одним из достоинств погружного винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и даже попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи.

§ 5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скзажинами, которые эксплуатируются фонтанным или компрессорным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой арматуры. При эксплуатации газовых скважин обычно применяют арматуры крестового типа, наиболее удобные для монтажа и обслуживания.

Подъемные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной колонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов, вызывающих коррозию; б) выноса жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность; в) облегчения процесса освоения и глушения скважины при необходимости проведения подземного ремонта; г) проведения различного рода исследовательских работ, связанных со спуском в скважину приборов.

Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через подъемные трубы, но при значительных дебитах и отсутствии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов скважины во многих случаях одновременно эксплуатируются через подъемные трубы и затрубное пространство.

Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют аэрацию или компрессорный способ освоения с помощью передвижных компрессоров.

Режим эксплуатации газовой скважины, определяемый ее промышленным дебитом, устанавливается на основании данных исследования.

При исследовании измеряют давление, температуру и дебит газа, фиксируя параметры работы скважины при каждом режиме. Изменение режима, а также регулирование работы газовой скважины осуществляются созданием определенного противодавления на устье. Для этой цели применяют штуцера.

Промышленный дебит газовой скважины приходится ограничивать, так как при чрезмерном отборе газа могут происходить следующие осложнения:

1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок;

2) обводнение скважины краевой или подошвенной водой;

3) вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и закупорка ее;

4) чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования; гидратообразование;

5) значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;

6) неудовлетворительное состояние скважины (некачественное цементирование, негерметичность, обводнение чужеродной водой).

На основании результатов исследования подбирается и регулируется дебит всех эксплуатационных газовых скважин.

Работа газовой скважины контролируется путем соответствующих замеров, регистрацией рабочих параметров и анализом результатов периодических исследований.

Газ из отдельных скважин после замера и сепарации его от злаги и твердых примесей направляется в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт, откуда после соответствущей подготовки его для дальнейшего транспортирования поступает в магистральный газопровод.

В пластовых условиях в газе газовых месторождений содержатся пары воды. В газе газоконденсатных месторождений содержатся также пары конденсата, которые в пластовых условиях находятся в насыщенном, а иногда и в ненасыщенном состоянии.

При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) при взаимодействии с водой способны образовывать твердые кристаллические вещества, называемые гидратами. Каждая молекула перечисленных компонентов способна связать 6—7 молекул воды, например: СН4*6Н₂О, С2Н₆-7Н₂О и т. д.

По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях (нагревание, понижение давления) быстро разлагаются на газ и воду.

Образование гидратов происходит при повышенных давлениях, низкой температуре и тесном контакте гидратообразую-щих компонентов газа с водой.

В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:

а) предупреждение образования гидратов;

б) ликвидация образовавшихся гидратов.

Для предотвращения образования гидратов в скважинах применяют следующие методы:

а) устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины;

б) непрерывно или периодически нагнетают на забой скважины антигидратные ингибиторы;

в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъемные) трубы;

г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость;

д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений: а) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород; б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.

Предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа (в зависимости от конкретных условий) следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:

а) обогревом отдельных узлов и участков;

б) вводом в поток газа анти-, гидратных ингибиторов (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);

в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;

д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п., в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.

К наиболее эффективным и распространенным из перечисленных способов предупреждения образования гидратов относится способ ввода в газовый поток метанола, т. е. метилового спирта (СН₃ОН), являющегося понизителем точки замерзания паров воды. Метанол вместе с парами воды, насыщающей гяз, образует спирто-водные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров, содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов становится значительно меньше.

В природных газах кроме паров воды и конденсата могут содержаться также различные твердые примеси (песок, кристаллы солей). Твердые частицы в газе разъедают и истирают оборудование и газопроводы, нарушают герметичность арматуры.

Для очистки газа от жидких и твердых примесей у скважин устанавливают газосепараторы. По принципу действия различают газосепараторы гравитационные и центробежные (циклонные).

В гравитационном газосепараторе отделение твердых и жидких частиц от газа происходит в результате резкого снижения скорости движения струи газа и повороте ее на 180°. Схема простейшего гравитационного сепаратора показана на рис. 102. В этом газосепараторе газ из скважины поступает по вводной трубе / и при выходе из нее поворачивает вверх к выкидной трубе 2. При этом сокращается скорость струи и твердые частицы и капли жидкости падают на дно сосуда. Скопившаяся жидкость удаляется из сосуда через трубу 3.

В циклонных сепараторах струя газа с примесями приобретает вращательное движение. Капли жидкости и твердые частицы, как более тяжелые, отбрасываются к периферии и затем опадают в нижнюю часть сепаратора.



. Рис. 102. Гравитационный газосепаратор