§ 8. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами

Наличие штанговой колонны, сложная кинематика станка, не­обходимость использования тяжелого оборудования при эксплу­атации высокодебитных скважин сужают область применения штанговых насосных установок. На промыслах широко распро­странены установки с погружными центробежными электрона­сосами (УПЭЦН), позволяющие при большой подаче развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин (табл. VIII.3). В Советском Союзе более 50% всей добычи нефти извлекается этими насосами.

На рис. VIII. 16 показана схема компоновки оборудования для эксплуатации скважины с помощью УПЭЦН. Оно состоит из маслозаполненного погружного электродвигателя (ПЭД) 2 трехфазного тока, протектора 3\ центробежного насоса 5. К нижней части ПЭД присоединен компенсатор /. Вал электро­двигателя соединен шлицевыми муфтами через протектор (ко­торый служит для гидрозащиты электродвигателя от попадания пластовых жидкостей) с валом насоса. Жидкость всасывается

Таблица VIII.3 Характеристика УПЭЦН

Шифр установки	-^Номи­нальная подача. м;,/с ут	На­пор, м	Рекомендуемая рабочая область		Насос
			Подача	Напор Н, м	К.п.д., %	Число ступе­ней/число секций
УПЭЦН 5-40-1750	40	1800	20—70	1850— 1340	43	349/3
УПЭЦН 5А-160-1750	160	1755	125—205	1920—1290	61	346/3
УПЭЦН 6-1000-900	1000	900	750— 1300	1085—510	60	208/4

Продолжение

Шифр установки	Электродвигатель				Кабель
	Шифр	Мощ­ность. кВт	Темпе­ратура среды. °С	К.п.д„ %	Число жил x площадь сечения	Дли-на, м
УПЭЦН 5-40-1750	ПЭД28-103А85	32	70 1	76	3X16	1930
УПЭЦН 5А-160-1750	ПЭД65-117А85	63	70	81	зхю	1980
УПЭЦН 6-1000-900	ПЭДС250-13085	250	90	84	3X25	1400

через приемную сетку 4 и откачивается насосом 5 по НКТ 6 на поверхность. Устье герметизируется арматурой 9 фонтанного типа. Для питания энергией погружного электродвигателя^пред­назначен бронированный трехжильный кабель 7, который кре­пится во время спуска насоса к трубам поясками 8. При подъ­еме насоса кабель наматывается на барабан 10. Для контроля

служит станция управления //.

Погружной центробежный электронасос

(ПЭЦН) — многоступенчатый, секционный. Каждая ступень со­стоит из направляющего аппарата и рабочего колеса, насажен­ного на общий вал всех ступеней секции (или блока). Рабочие колеса закреплены на валу общей шпонкой и имеют скользя­щую посадку, а направляющие аппараты —в корпусе насоса, представляющем собой трубу диаметром от 92 до 114 мм. Число ступеней может достигать 400. Каждая из них в зависимости от диаметра корпуса насоса развивает напор (при работе на воде) от 3,8 до 6,8 м. Во время вращения колес напор преобра­зуется в давление, развиваемое насосом, определяемое числом

Рис. VIII, 16. Схема компоновки аг­регатов УПЭЦН

Рис. VIII. 17. Гидравлическая харак­теристика ПЭЦН

ступеней и частотой вращения рабочих колес, диаметром насоса и некоторыми другими факторами.

В настоящее время изготавливают насосы подачей от 40 (ЭЦН5-40-950) до 3000 м³/сут. Шифр этого насоса означает: цифра 5 — группа (диаметр обсадных труб в дюймах, для ко­торых предназначен насос); 40 — номинальная подача в м³/сут; 950 — напор, развиваемый насосом, в м.

По поперечным размерам насосы подразделены на условные группы: 5, 5А и 6. Насосы группы 5 предназначены для эксплу­атации скважин с внутренним диаметром обсадных труб не менее 121,7 мм; группы 5А — с диаметром не менее 130 мм; группы 6 — не менее 144,3 мм.

На рис. VIII.17 показана гидравлическая характеристика погружного центробежного электронасоса. При закрытой за­движке и подаче Q = 0 насос развивает максимальный напор Ятах (кривая 1). В этом случае к.п.д. равен нулю. Если насос работает без подъема жидкости (напор Я = 0, к.п.д. = 0) подача его максимальная Qmax-

Наиболее целесообразная область работы насоса—зона максимального к.п.д. (кривая 2). Значение т}_тах достигает 0,5— 0,6. Режим эксплуатации насоса, когда напор Ньт и подача Qoht соответствуют точке с максимальным к.п.д., называют оптимальным.

Кроме обычных промышленность выпускает также насосы с повышенной коррозионной стойкостью, которые могут откачи­вать жидкости с содержанием песка до 1 %.

Погружной электродвигатель (ПЭД) — асин­хронный электродвигатель трехфазного тока с короткозамкну-тым ротором, имеет специальную конструкцию вертикального исполнения, позволяющую спускать его в скважины. При диа­метре корпуса 103-*-130 мм длина ПЭД достигает 8 м и более, что объясняется возможностью увеличения мощности в основ­ном лишь за счет его длины. Поэтому строение ротора и ста­тора секционное. Вал двигателя центрируется в радиальных подшипниках, укрепленных между секциями статора. Пара­метры некоторых ПЭД, применяемых для добычи нефти, при­ведены в табл. VIII.3. Шифр электродвигателя (например, ПЭД65-117АВ5) означает: 65 — мощность в кВт, 117 —диа­метр корпуса в мм, АВ5 — серия двигателя.

П р о т е к т о р — устройство, позволяющее предохранять по­лость маслозаполненного электродвигателя от проникновения пластовой воды и нефти. Полость двигателя соединена с^ меш­ком, наполненным трансформаторным маслом, который при погружении в скважину через специальный обратный клапан подвергается воздействию давления скважинной жидкости (гид­розащита Г). В результате масло вдоль зазоров вала проникает в ПЭД. В этом случае давление в полости двигателя до полного расхода масла оказывается равным внешнему давлению (в кольцевом пространстве скважины). В гидрозащитах типа ГД турбинка на валу протектора создает некоторое избыточ­ное давление внутри резинового мешка с маслом.

Компенсатор — устройство для регулирования объема масла в ПЭД, которое расширяется вследствие значительного нагрева двигателя во время эксплуатации. Трансформаторное масло перетекает в эластичный элемент, который, расширяясь, вытесняет через отверстие в корпусе скважинную жидкость, находящуюся между корпусом компенсатора и маслонапол-ненным элементом. При охлаждении ПЭД масло сжимается и под давлением скважинной жидкости, попадающей через отверстие в компенсатор, из эластичного элемента перетекает

в полость ПЭД.

Станция управления обеспечивает: контроль и регу­лирование работы установки, автоматическое включение выключение ее в зависимости от давления в коллекторе, от­ключение при коротких замыканиях и перегрузке двигателя, автоматическое поддержание заданного периода накопления и откачки жидкости при периодической эксплуатации сква­жины, запуск установки и др. Питание ПЭД осуществляется через' трансформаторы, регулирующие рабочее напряжение (от 350 до 2000 В в ПЭД 125-138).

Выбор оборудования для эксплуатации скважины

Задача расчетов заключается в том, чтобы для каждой конк­ретной скважины с учетом ее характеристик подобрать все звенья УПЭЦН и глубину спуска насоса. Решение ее связано с выполнением большого объема вычислительной работы с по­мощью ЭВМ. Поэтому рассмотрим лишь схему и принцип од­ного из упрощенных вариантов расчетов (предложенный П. Д. Ляпковым) для случая, когда дебит жидкости скважины в стандартных условиях (Р_жсу) задан.

. Вначале устанавливают необходимые исходные данные: выбирают уравнение притока; определяют свойства нефти, воды, газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины; конструкцию эксплуатационной обсадной колонны. Глубину спуска насоса L„ находят с учетом расходного газо­содержания нефтегазового потока на входе р_вх по методике, сходной с методикой определения глубины спуска штангового насоса (см. гл. VII, VIII). Для этого строят кривые распре­деления давления и расходного газосодержания потока р вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравне­нию притока для известного дебита (соответственно кривые / и 3 на рис. VIII.18). Расходное газосодержание потока — отношение объемного расхода V газа на участке к общему расходу смеси газа и жидкости ? —определяют по формуле

p = W(V-f?).

Расходы V и q находят по формулам (VII.11) и (VII.14). По кривой 3 (см. рис. VIII. 18) оценивают предварительную глу­бину спуска насоса (по допустимым значениям объемного га­зосодержания на приеме насоса; p_Bx = 0,05-f-0,25) и давление Рвх (по кривой /). Упомянутые пределы расходного газосодер­жания на входе в насос установлены по данным испытаний

Рис. VIII.18. График для опреде­ления глубины L_H погружения ПЭЦН по расходному газосодер­жанию на входе 0_{Г вх} и давлений на приеме р_ар и выкиде р_Вык из насоса

УПЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если р_вх = = 0-г-0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если р_Вх = = 0,25-7-0,3, то происходит срыв подачи насоса. Практически целесообразно давление на приеме насоса не менее 1—1,5 МПа. Для определения*давления на выкиде насоса р_Вык, т. е. в са­мом нижнем сечении НКТ, рассчитывают распределение дав­ления в трубах также шагами сверху вниз от известного устье­вого давления р_у, равного давлению в системе сбора (см. рис. VIII.18, кривая 2). В этом случае учитывают частичную сепарацию газа у приема насоса, который движется вверх по кольцевому пространству, минуя насос, и через обратный клапан отводится в выкидную линию

При расчете распределения давления в НКТ их диаметр d

устанавливают с учетом дебита:

(2жс_У<150 м³/сут, d=-60 мм;

150«Эжс_У<300 м³/сут, ^ = 73мм;

<Зжс_У>300 м³/сут, d = 89 мм.

По кривым / и 2 на глубине спуска насоса определяют пе­репад давлений, требуемый для получения заданного дебита:

Рс = Рвык —Рвх- (VIII.32)

Необходимо отметить, что по найденным значениям р_с и заданному дебиту <З_ЖСу при стандартных условиях еще нельзя выбрать целесообразную характеристику насоса с достаточной точностью, ибо в заводских характеристиках, строящихся по данным процесса откачки воды, не учитывается влияние свойств газожидкостных смесей и термодинамических условий работы насосных агрегатов. Фактический расход жидкости че­рез насос будет отличаться от заданных значений ф_ЖСу в связи с тем, что в жидкости, откачиваемой насосом, может раство­риться большое количество газа. Жидкость, омывая электро­двигатель, нагревается. Кроме того, в ней содержится неко­торое количество свободного газа и эти факторы способствуют существенному увеличению объема газожидкостной смеси (ГЖС), проходящей через насос (по сравнению с заданным дебитом при стандартных условиях (Эжсу)-

Следует учитывать, что расход ГЖС по длине насоса в связи с ростом давления к выкиду и с уменьшением коли­чества свободного газа в жидкости оказывается непостоянным. В свою очередь, свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса. Поэтому далее оцениваем подачу Q_B и напора #_вс. которые должен иметь подбираемый насос при откачке жидкости (с учетом влияния на рабочую

¹ Методы расчета сепарации газа у приема см. в специальной литера­туре [6].

характеристику насоса свободного газа в ГЖС, проходящей че­рез насос, н се вязкости), чтобы обеспечить подъем заданного количества нефти Q_mty с выбранной глубины U По данным Qb и Я_вс и паспортным характеристикам подбирают тип на­соса, удовлетворяющий условиям:

0,65<Q_BQ_B._OMT<1,25, (V1II.33)

где Qb.oot — паспортная подача насоса при оптимальном ре­жиме,

Яос^Япв — Щ. (VIII.34)

Здесь Я_пв— напор насоса по паспортной характеристике, со­ответствующей производительности <?»,„; Д//—поправка для пересчета Я_пв в вероятный напор при работе на воде:

ДЯ - -°'^92//b-qnj- (VIII 35)

3.9 + 0.023<?_В._ОПТ

где Яв.опт, Q_B.onT — оптимальный напор (в м) и оптимальный расход (в м³/сут) по паспортной характеристике насоса.

Необходимость введения поправки АН объясняется тем, что паспортные характеристики для какой-либо партии насо­сов определяют осреднением результатов испытания лишь не­скольких насосов, работающих на воде. Поэтому фактическая (вероятная) характеристика насоса может отличаться от па­спортной вследствие некоторых геометрических отклонений в строении рабочих аппаратов, отличий вязкости продукции скважин, движущейся в каналах рабочих колес, от вязкости воды и т. д. По известным Я_вс и Q_B подбирают мощность двигателя.

Выбранный насосный агрегат должен работать в условиях превышения необходимого пускового напора Я_осв над ра­бочим при откачке Г.ЖС Возможность запуска скважины аг­регатом устанавливают по результатам сравнения баланса напоров Яосв, развиваемых насосом при пуске скважины, с ве­личиной (Я_п<?охл — АЯ), где Н_адохл — напор насоса по его паспортной характеристике при минимально допустимом де­бите жидкости (?охл и длительной непрерывной эксплуатации двигателя. Если

Яосв>0,98(Я_Пдох.п~АЯ), (VI 11.36)

то скважина может быть освоена насосом.

фохл соответствует минимально допустимому расходу жид­кости в кольцевом пространстве между корпусом электродви­гателя и стенкой обсадной трубы, когда обеспечивается необ­ходимый режим охлаждения ПЭД:

Qox* = 8640(ЬохлЛ(О_э²_к -.л£)/4, (VIII 37)

где Шохл — минимально допустимая скорость движения жидко­сти в кольцевом пространстве (определяется по специальным таблицам); D_3K, D_a — диаметры соответственно обсадных труб

и корпуса двигателя.

Если условие (VIII.36) не соблюдается, то необходимо за­ново подобрать насос с большими возможностями или устано­вить газосепаратор*на его приеме. Может оказаться, что не­обходимая характеристика насоса по напору Н не соответст­вует (ниже) паспортной характеристике насоса, ближайшего по параметрам. В этом случае напор выбранного насоса регу­лируют (уменьшают) путем повышения противодавления на устье с помощью штуцера или уменьшением (частичным изъя­тием) некоторого числа Дг ступеней насоса с заменой их вкла­дышами. Число ступеней, которые следует удалить, опреде­ляют по формуле

AZ = Z₀ —, (VI 11.38)

_{где го}_ общее число ступеней в насосе; ДЯ; Я—напор соот­ветственно избыточный и развиваемый при полном числе ступеней.

Если используют штуцер, то снижается к.п.д. установки, но при этом регулирование осуществляется проще (без разборки

насоса).

Следует отметить, что в процессе эксплуатации скважин иногда необходимо регулировать параметры УЭЦН в широких пределах в связи с изменением количества отбираемой жидко­сти, обводнением продукции, изменением газосодержания в про­дукции и т. д., что вызывает необходимость проводить трудо­емкие спуско-подъемные операции для замены агрегата. В ус­ловиях Западной Сибири, например, такие работы связаны со значительными сложностями. Поэтому предложены способы увеличения и регулирования характеристик УПЭЦН. Один из них —изменение частоты вращения вала существующих насо­сов путем частотного регулирования электродвигателя насоса (частота вращения вала ПЭД пропорциональна частоте тока), в результате чего одновременно изменяются в широком диапа­зоне и напор, и подача насоса. Частотное регулирование поз­воляет сократить необходимое число типоразмеров УПЭЦН.

Опыты (с применением тиристорного серийного преобразо­вателя частоты ТПЧ-4) показали, например, что эксплуатация насоса ЭЦН 6-500 возможна в пределах изменения его подачи 220—780 м³/сут. С изменением частоты тока от 30 до 70 Тц скорость частоты вращения ротора может изменяться в пре­делах 1800—4200 мин"¹. Опыты подтвердили, что в этом слу­чае межремонтный период снижается не существенно (число отказов насосов интенсивно нарастало после 1,5 года работы с повышенной частотой тока (70 Гц), а электродвигателя — через 1 год). Плавное регулирование характеристик центробеж­ных электронасосных установок имеет большое значение также в связи с быстрым расширением областей их примене­ния в нефтяной промышленности — в системах поддержания пластового давления (с подачей до 3000 м³/сут при напоре до 2000 м), для подъема воды из водозаборных и артезианских скважин, для раздельной эксплуатации нескольких пластов одной сеткой скважин.

Гидродинамические исследования скважин

В процессе исследования скважины для регулирования ее де­бита применяют штуцеры. Забойное давление можно измерить по уровню жидкости (эхолотом) в затрубном пространстве. Но при этом точность измерения оказывается часто невысокой вследствие искажений, вносимых в эхограмму кабелем. Трудно определить и среднюю плотность жидкости в кольцевом про­странстве, в которой может содержаться свободный газ. Луч­шие результаты получают во время измерения затрубного дав­ления на уровне выкида насоса глубинными манометрами, спускаемыми в НКТ в процессе работы насоса. Манометры сообщаются с затрубным пространством с помощью специаль­ных приспособлений.

Приспособление для измерения затрубного давления (рис. VIII.19) устанавливают в НКТ 2 над насосом (выше об­ратного клапана). Наконечник манометра / садится в седло 3 и сдвигает под воздействием своего веса втулку 4 вниз. Отвер­стия 5 втулки совпадают с отверстиями 6 на НКТ, и полость манометра сообщается с затрубным пространством. Давление в трубах значительно выше затрубного, и поэтому манометр плотно прижимается к седлу 3. После измерения давления ма­нометр поднимается с седла и пружина 7 возвращает вверх втулку 4, перекрывая сообщение НКТ с затрубным прос­транством.

В процессе эксплуатации скважины нефть свободно подни­мается по НКТ мимо этого устройства. Схема получаемой ди­аграммы записи давления показана на рис. VIII.20. Манометр вначале регистрирует рост давления от устьевого р_у до давле­ния /?_а в трубах НКТ на глубине измерения. После сообщения полости манометра с затрубным пространством давление сни­жается до p_Bt соответствующего затрубному на глубине изме­рения (точка Ь). Участок be — запись кривой восстановления давления после остановки скважины. При подъеме манометра с седла давление вновь возрастает до уровня трубного (линия cd), линия de характеризует подъем манометра. Забойное дав­ление определяют по отрезку, соответствующему давлению р_в, а пластовое — давлению р_с. Для пересчета этих давлений со­ответственно в забойное и пластовое необходимо учитывать давление столба жидкости от точки измерения до кровли пла­ста. Среднюю плотность газированной жидкости можно

Рис. VI11.19. Схема приспособления 'хля измерения затрубного давления три спуске манометра в НКТ

Рис. VIII.20. Схема записи давления

оценить по расходному газосодержанию р в обсадных трубах (см. гл. VII и § 8 гл. VIII). Для определения пластового давле­ния по значению р_с необходимо знать (кроме глубины подвески насоса) плотность нефти в термобарических условиях обсад­ных труб ниже приема насоса в остановленной скважине.

Изложенный способ измерения затрубного давления имеет ряд недостатков: возможна негерметичность соединения мано­метра с затрубным пространством, требуется спуск манометра. Поэтому разработаны способы измерения давления у приема насоса с помощью датчиков, встроенных в корпус ПЭД. Ин­формация от датчиков снимается по силовому кабелю в виде

частотного сигнала.

Продуктивность пласта приближенно можно оценить, ис­пользуя способность центробежного насоса работать «на себя» (при закрытой задвижке, развивая максимальный напор я₀). Во время запуска скважины (уровень жидкости в ней за время остановки достиг статического, соответствующего пластовому давлению) с закрытой устьевой задвижкой напор, развиваемый насосом (при открытом затрубном пространстве), составит

Н₀ = Ь_г + ^, (VIII.39)

где h\ — расстояние от устья до статического уровня; р_х—дав­ление на устье при эксплуатации насоса с закрытой выкидной задвижкой; р — плотность жидкости. Предполагая, что после пуска скважины и достижения установившегося дебита и ди­намического уровня, соответствующего забойному давлению, при внезапном полном закрытии выкидной задвижки эксплуа­тирующийся насос разовьет тот же напор Я₀, можно

написать: '.,, , ^■тт^^шм^ш' ■ *&2Гт

Ш = (VII 1.40)

где h₂ — расстояние от устья до динамического уровня; р₂ — давление на устье после внезапного закрытия задвижки. Из (VIII.39) и (VIII.40) следует, что перепад давлений (в м) ме­жду пластовым и забойным составит

./i₂_ /,₁₌₌ £1^ж. (viii.41)

Коэффициент продуктивности скважины по линейному закону притока

К -^Ct— , (VI 11.42)

h₂ — /'i

где Q — установившийся дебит скважины после ее пуска.

Этот метод исследования имеет много недостатков (на­поры, развиваемые насосом при откачке дегазированной жид­кости и ГЖС не одинаковы, плотности жидкости и ГЖС в формулах (VIII.39) и (VIII.40) не равны и в последнем слу­чае неизвестны и т. д.). По этому методу можно лишь ориенти­ровочно оценить продуктивность скважины.

В связи с быстрым ростом объема добычи нефти с приме­нением УЭЦН важная задача заключается в совершенствова­нии теории и практики гидродинамических исследований сква­жин, эксплуатирующихся УЭЦН.