2. Эксплуатация скважин

Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействи­ем разности между пластовым и забойным давлениями. Если давле­ние столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пла­стового, то скважина будет переливать жидкость на поверхность, т.е. будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фон­танирование скважины может происходить за счет энергии гидроста­тического напора, за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, за счет той и другой энергий.

Нефть из скважины на поверхность движется по насосно-компрес-сорным трубам (НКТ), снизу лифт оборудован центрирующей ворон­кой. Для регулирования потока флюида из скважины и контроля за его параметрами все скважины оборудуют устьевой арматурой.

Оборудование устья скважины

Оборудование устья скважины состоит из колонной головки и фонтанной арматуры. Фонтанная арматура (рис. 2.1) служит:

• для герметизации устья скважины;

• направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию;

• регулирования и контроля режима работы скважины. Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройни­ков, крестовиков и запорных устройств (задвижекили кранов), кото­рые соединяют между собой с помощью шпилек. Фонтанная армату­ра состоит из:

• трубной головки;

• фонтанной елки.

Для герметизации межтрубного пространства на эксплуатацион­ную колонну монтируют колонную головку. На нее устанавливают труб­ную головку. Она предназначена для подвески фонтанных труб и гер­метизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных тех­нологических процессов, связанных с освоением и промывкой сква-

33

жины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д. Трубная головка состоит из крестовины, переводной ка­тушки. На ней установлены запорные задвижки, которые служат для соединения технологического оборудования с межтрубным или коль­цевым пространством, а также для его герметизации.

Верхняя часть фонтанной арматуры называется фонтанной елкой. Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназ­начена для направления скважинного потока из НКТ в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа при помощи задвижек

Буферная задвижка

и штуцеров, прове­дения различных ис­следовательских и ремонтных работ, а также, при необхо­димости, для закры­тия скважины.

Трубная голов! ВЦ 4	■,,-—*^СТ ^^|
Н-4—Н
^Ш CHRISTMAS TREE ^J	^'^^ - '^Н

Фонтанная елка представляет собой набор задвижек, со­ единенных для на­ правления потока тройниками. Как правило, задвижки устанавливаются па­ рами - коренная задвижка и рабочая. В верхней части ар­ матуры устанавлива­ ется буферная зад­ вижка, которая слу­ жит для перекрытия и установки лубрика­ тора. Лубрикатор - приспособление, ко­ торое обеспечивает герметичность при спуске в скважину на проволоке инстру­ мента (например, Рис. 2.1. Фонтанная арматура скребков для очист-

34

ки лифта от парафина) или геофизических приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. Для контроля над про­цессом добычи на фонтанной арматуре устанавливают манометры.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запор­ных устройств.

Системы механизированной добычи, описание основных систем

В случае, когда пластовой энергии недостаточно для подъема флю­ида на поверхность, применяют дополнительные движители, которые за счет энергии всплывающих пузырей газа или применения насосов поднимают жидкость на поверхность. Таким образом, различают два вида механизированной добычи — компрессорную и насосную.

Насосная:

• штанговые плунжерные;

• винтовые насосы;

• струйные, поршневые, турбинные и гидропоршневые насосы;

• погружные центробежные электронасосы. Компессорная:

• газлифт;

• плунжерлифт.

Штанговая насосная установка — комплекс оборудования для ме­ханизированной добычи жидкости через скважины с помощью штан­гового насоса, приводимого в действие станком-качалкой. Штанго­вый насос опускается в скважину ниже уровня жидкости. Он состоит из цилиндра, плунжера, соединенного со штангой, клапанов всасы­вающих и нагнетательных. При подъеме штанги всасывающие кла­паны открываются, пластовая жидкость поступает в плунжер. При движении вниз всасывающие клапаны закрываются, а нагнетатель­ные открываются, через них жидкость поступает в лифт. И так, шаг за шагом, пластовая продукция поступает на поверхность.

Станок-качалка (рис. 2.2) преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются, в основном:

- механические редукторно-кривошипные;

35

• балансирные (одно- и двухплечевые);

• безбалансирные;

• башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1—6 м (башенные

до 12 м), максимальная нагрузка — 1—20 тс, частота ходов в минуту -

Станок-качалка Устьевой сальник Электродвигатель

от 5 до 15. Используют электрические, реже га­ зовые двигатели (на не­ фтяном газе от скважи­ ны), мощностью до 100 кВт.

Станок-качалка - балансирный индиви­ дуальный механичес­ кий привод штангового скважинного насоса. Основные узлы станка- качалки — рама, стойка, в виде усеченной четы­ рехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балан­ сиру, редуктор с криво­ шипами и противовеса­ ми. Станок-качалку комплектуют набором сменных шкивов для изменения числа кача­ ний. Для быстрой сме­ ны и натяжения ремней электродвигатель уста­ навливают на поворот- ной салазке. Станок- качалка каждого типа Рис. 2.2. Станок-качалка. При недостатке _{шракгещзуется макси}. природной энергии для подъема жидкости _{мальн0 ыми} применяют дополнительные двигатели. Они ^J могут быть как на поверхности, так и в ^нагРУ ^{к н} У ^{тьев и} скважине - погружные шток, длиной хода усть-

36

евого штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора. Станки-качалки выпускают двух исполнений: СК семи типоразме­ров и СКД шести типоразмеров.

Подземное оборудование скважины, оборудованной ШГНУ

Насосные штанги

Насосные штанги служат соединительным звеном между назем­ным индивидуальным приводом станка-качалки и скважинным на­сосом. К штангам предъявляют повышенные требования, так как в процессе работы они испытывают значительные нагрузки, изменяю­щиеся в широких пределах, в течение каждого хода станка-качалки.

Насосные штанги изготавливают из сталей разных марок, кото­рые для придания равнопрочности подвергают термической обработке (норализации) и обработке токами высокой частоты (ТВЧ). Насос­ные штанги (табл. 2.1) применяют в виде колонн, составленных из отдельных, соединенных посредством муфт, штанг.

Штанговые муфты выпускают следующих типов: соединительные МШ — для соединения штанг одинаковых размеров; переводные ИШП — для соединения штанг разных размеров.

Муфты каждого типа изготавливают в исполнении 1-е "лыска-ми" под ключи, в исполнении П — без "лысок".

Муфты, в основном, изготавливают из углеродистой стали марок 40 и 45. Предусматривается также изготовление муфт из легирован­ной стали марки 20Н2М — для эксплуатации в тяжелых условиях.

Муфты, как правило, подвергают поверхностной термообработке ТВЧ.

Штанги поставляют с плотно навинченными на один конец муф­тами. Открытая резьба штанги и муфты предохраняется колпачками или пробками.

Таблица 2.1. Размеры штанг (мм)

	Номинальный диаметр		Размеры квадратной части
Штанга	штанги (по телу)	резьбы штанги (наружный)	головки	штанги
ШН16	16	23,824	35	22
ШН19	19	26,999	35	27
ШН22	22	30,17	35	27
ШН25	25	34,936	42	32

37

Каждую штангу маркируют на двух противоположных сторонах каждого квадрата. На одну сторону квадрата наносят товарный знак или условное обозначение предприятия-изготовителя и условный номер плавки. На другой стороне квадрата проставляют марку стали, год выпуска, квартал и технологическую маркировку предприятия-изготовителя. Штангу, подвергнутую обработке ТВЧ, маркируют на третьей стороне каждого квадрата буквой "Т".

Основные параметры, используемые при выборе колонны, насос­ных штанг, для обычных условий, — это максимальная нагрузка на штанги и ее возможные колебания. Для быстрого и правильного под­бора штанговых колонн следует пользоваться таблицами и специаль­ными номограммами.

Для обеспечения наибольшего срока службы насосных штанг тре­буются тщательное наблюдение за каждым комплектом штанг, спус­каемых в скважину, и своевременная отбраковка негодных.

Штанги изготавливаются диаметром 12,16,19,22 и 25 мм, длиной 8000 мм. Кроме штанг нормальной длины, для подгонки необходи­мой длины подвески изготавливают укороченные штанги длиной 1000,1200,1500,2000 и 3000 мм.

Скважинные штанговые насосы

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, обводненностью до 99%, темпера­турой не более 130 °С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинар­ного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металличес­ким плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в сква­жину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Скважинные на­сосы изготавливают следующих типов:

23. НВ1 — вставные, с замком наверху;

24. НВ2 — вставные, с замком внизу;

25. НН — невставные, без ловителя;

26. НН1 — невставные, с захватным штоком;

27. НН2 — невставные, с ловителем.

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений

(рис. 2.3):

1) по цилиндру: Б — с толстостенным цельным (безвтулочным) ци­линдром; С - с составным (втулочным) цилиндром;

38

2) специальные: Т — с полым (трубчатым) штоком для подъема жид­ кости по каналу колонны трубчатых штанг; А — со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцеп­ ление колонны насосных штанг с плунжером насоса; Д1 — одно­ ступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяже­ лого низа; Д2 — двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечиваю­ щие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости; У - с раз­ груженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечи­ вающим снятие с цилиндра циклической нагрузки при работе. Насосы всех ис­ полнений, кроме

Д1 и Д2, - одно­ступенчатые, од­ноплунжерные.

3) по стойкости к среде: без обозна­ чения - стойкие к среде, с содер­ жанием механи­ ческих примесей до 1,3 г/л - нор­ мальные; И — стойкие к среде, с содержанием ме­ ханических при­ месей более 1,3 г/л - абрази- востойкие.

Скважинные штанговые насосы являются гидравли­ ческой машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилин­ дром достигается за счет высокой точно­ сти их рабочих по­ верхностей и регла-

ментируемых зазо- Лю- 2.3. Плунжерные насосы НВ1С НН5А НШ

39

ров. При этом, в зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре "цилиндр — плунжер", выпускают насосы четырех групп посадок.

В условном обозначении насоса, например НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы -исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры - диаметр насоса в мм, последующие — длину хода плунжера в мм и напор в м, умень­шенные в 100 раз, и последняя цифра - группу посадки.

Цилиндры насоса изготавливают двух исполнений:

28. ЦБ — цельный (безвтулочный), толстостенный;

29. ЦС — составной, из набора втулок, стянутых внутри кожуха пере­водниками.

Исходя из названия и области применения скважинных насосов, плунжеры и пары "седло — шарик" клапанов выпускают различных конструкций, материальных исполнений и с разными видами упроч­нений их рабочих поверхностей.

Плунжеры насосов изготавливают четырех исполнений:

30. П1Х - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;

31. П2Х — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце;

32. ТЛИ — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности, напылени­ем износостойкого порошка;

33. П2И - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце.

Пары "седло — шарик" клапанов насосов изготавливают трех ис­полнений:

34. К — с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;

35. КБ - то же, с седлом бортиком;

36. КИ — с цилиндрическим седлом из твердого сплава и шариком из нержавеющей стали.

Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости к сре­де применяются, преимущественно, для подъема жидкости с незна­чительным содержанием (до 1,3 г/л) механических примесей, комп­лектуют плунжерами исполнения П1Х или П2Х с парами "седло -шарик" исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивостой-кого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1,3 г/л механических примесей, комп­лектуют плунжерами исполнения П1И или П2И и парами "седло -шарик" исполнения КИ.

40

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плун­жера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных.

Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений:

37. НВ1С - вставной, с замком наверху, составным (втулочным) ци­линдром, исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкос­ти к среде;

38. НВ1Б — вставной, с замком наверху, цельным (безвтулочным) ци­линдром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

39. НВ1Б...И - то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

40. НВ1БТ...И — то же, с полым штоком, абразивостойкого исполне­ния по стойкости к среде;

41. НВ1БД1 - вставной, с замком наверху, цельным цилиндром ис­полнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

42. НВ1БД2 — вставной, с замком наверху, цельным цилиндром ис­полнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготавливают одного исполне­ния: НВ2Б - вставной, с замком внизу, цельным цилиндром испол­нения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального испол­нения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН выпускают двух исполнений:

43. ННБА - невставной, без ловителя, с цельным цилиндром испол­нения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одно­плунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

44. ННВД1 - невставной, без ловителя, с цельным цилиндром испол­нения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального ис­полнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН1 изготавливают одного исполне­ния: HHIC — невставной, с захватным штоком, составным цилинд­ром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений:

41

1)

2) 3)

НН2С - невставной, с ловителем, составным цилиндром испол­нения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде; НН2Б - невставной, с ловителем, цельным цилиндром исполне­ния ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде; НН2Б...И — то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

45. НН2БТ...И — то же, с полым штоком, абразивостойкого исполне­ния по стойкости к среде;

46. НН2БУ — невставной, с ловителем, разгруженным цельным ци­линдром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде.

Все насосы типа НН2 — од­ноплунжерные, одноступен­чатые.

Замковая опора типа ОМ

Опора предназначена для

₂ закрепления цилиндра сква-

3 жинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насос- но-компрессорных труб. Вы­ сокая точность изготовления

⁴ поверхностей деталей опоры должна обеспечивать надеж­ ную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно- компрессорных трубах на за­ данной глубине скважины и одновременно предотвращать искривление насоса в сква­ жине.

Замковая опора ОМ 6 (рис. 2.4) состоит из перевод-

ника (1), опорного кольца (2), пружинного якоря (3), опор-

ной муфты (4 ), кожуха (5) и

переводников (6). Рис. 2.4. Замковая опора ОМ: 1 - пе- Переводник (1) имеет на

реводник, 2 - опорное кольцо, 3 -пру- _{верхнем конце гладкую К0Н}и-жинныи якорь, 4 - опорная муфта, _{ческуюрезьбу}, при помощи ко-5 - кожух, о - переводник

42

торой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготавливают из нержавеющей стали. Конической внутрен­ней 15-й фаской оно сопрягается с ответной конической поверхнос­тью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса.

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения дви­жущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного обо­рудования.

Рубашка, на нижний конец которой навинчен переводник, при­соединяется к нижней резьбе муфты и служит для предотвращения изгиба и поперечных перемещений цилиндра при работе насоса, а также для подвешивания труб под опору.

Рис. 2.5. Привод штангового винто- Рис. 2.6. Винтовой насос с приводом вого насоса от погружного электродвигателя

Винтовые насосы работают по принципу ротационного вытесне­ния жидкости. Эта спиралевидная система состоит из ротора, кото­рый эксцентрично вращается внутри неподвижного статора (рис. 2.5). Ротор представляет собой винт небольшого диаметра с глубокой круг­лой нарезкой и очень большим шагом — расстоянием между соседни­ми вершинами резьбы. Статор имеет одну дополнительную ниткурезь-

43

бы. Шаг резьбы на нем больше, чем у ротора, его поверхность гумми­рована; в результате этого образуется полость, которая плавно пере­двигается к выходу из насоса в процессе вращения, в результате чего развивается почти непульсирующий линейный поток жидкости. Как и в штанговых насосах, ротор обычно приводится в движение с помо­щью штанг, присоединенных к двигателю на поверхности. В новых бесштанговых установках применяются погружные электродвигате­ли и редуктор для вращения ротора (рис. 2.6). Преимущества:

• возможность для работы с газом и вязкой жидкостью;

• относительно дешевый;

• обычно надежен при правильной эксплуатации;

• высокий объемный КПД. Недостатки:

• ограниченный диапазон дебита;

• эластомер может быть поврежден механическими примесями;

• штанговый привод бесполезен в искривленных скважинах;

• электропривод должен быть обеспечен редуктором для снижения оборотов.

Гидросистемы передают энергию к забою скважины путем повы­шения давления специальной рабочей жидкости (обычно легкой очи­щенной или добытой нефти), подаваемой по колонне насосно-комп-рессорных труб к скважинному насосу, который свою потенциальную энергию передает добываемым жидкостям (рис. 2.7). В обычных гид­ропоршневых насосах используются насадки, известные так же как трубки Вентури, и дросселирующие сопла, поршни, совершающие возвратно-поступательные движения, или реже - применяемые вра­щающиеся турбины. Гидропоршневые насосы используются на глу­бинах от 300 до 5500 м и позволяют добывать от 16 до 1600 м³/сут и более. Эффективна для подъема тяжелой вязкой нефти, которую лег­че поднимать на поверхность после смешения с легкой рабочей жид­костью. Поскольку гидропоршневой насос может быть извлечен из скважины потоком жидкости, имеется возможность модификации системы с учетом изменяющихся условий.

Преимущества:

• возможность подъема тяжелой и вязкой нефти;

• может использоваться в искривленных скважинах;

• может спускаться на обычном и гибком НКТ;

44

Емкость с рабочей жидкостью Насос высокого давления

- не требует специаль­ ной технической жидкости.

Недостатки:

• крайне неэффектив­ный метод механи­ческой добычи с точ­ки зрения гидрав­лики;

• сложное наземное оборудование;

• механические при­меси могут привести к износу трубки Вен-тури.

В электрических по­гружных системах

(рис. 2.8) используются центробежные насосы в виде ряда ступеней, ко­торые монтируются последовательно в од­ном корпусе и приво­дятся в действие по­гружным маслонапол-ненным электродвига- Рис. 2.7. Схема гидравлического насоса телем. Для передачи

энергии от источника электроэнергии на поверхности и средств уп­равления используется армированный электрический кабель.

Данные погружные системы имеют широкий диапазон рабочих характеристик и позволяют использовать один из наиболее универ­сальных способов подъема жидкости с забоя скважины. Стандартные электроприводы на поверхности обеспечивают дебиты от 16 до 4800 м³/сут, а приводы с регулируемой скоростью обеспечивают до­полнительную гибкость в регулировании подачи насоса. Системы до­пускают наличие в продукции высокого газового фактора, но поступ­ление больших объемов газа может привести к образованию газовых пробок и вызвать повреждение насоса. Проблема добычи агрессив­ных флюидов решается при использовании специальных материалов и покрытий.

Газовые сепараторы отделяют некоторое количество выделяющегося из пластовой жидкости газа и направляет его кольцевое пространство между обсадными трубами и НКТ до поступления газа в насос путем изменения направления движения флюида или с помощью ротационной центрифуги.

Силовые кабели подводят электроэнергию к погружным двигателям по изолированным жилам

В корпусе насоса установлены ступени, каждая из которых состоит из вращающегося рабочего колеса и неподвижного направляющего аппарата. Число ступеней определяет его подачу, давление и потребляемую мощность

Протектор двигателя соединяет насос с двигателем, изолирует двигатель от скважинных флюидов, служит в качестве дополнительной емкости для масла и уравновешивает давление в стволе скважины и двигателе, а также позволяет маслу сжиматься и расширяться.

_iff

!

₁

Приемный модуль насоса позволяет флюидам поступать в насос и может быть частью газового сепаратора

Погружной двухполюсный трехфазный асинхронный электродвигатель

Электрические приводы и контроллеры защищают путем выключения электропитания, если не выдерживаются рабочие параметры. Регулируемые приводы позволяют изменять подачу насоса путем изменения вращения двигателя

Л"Л"Л"Л"^>

Электрические трансформаторы преобразуют напряжение источника питания в напряжение необходимое для двигателей насосов

ШШШШШШШШЙ11

_I

Скважинные КИП представляют собой датчики температуры и давления, которые генерируют сигналы, передаваемые по силовому кабелю на установленное на поверхности считывающее устройство

Р ис. 2.8. Установка электроцентробежного погружного насоса

46

Преимущества

Главное преимущество ЭЦН — это гибкость системы, например, может:

• использоваться в условиях низкого забойного давления;

• надежно работать в наклонных скважинах;

• использоваться на шельфе;

• работать в экстремальных условиях, при высокой температуре на забое, добиваясь этого путем использования альтернативных ма­териалов;

• использоваться в условиях коррозии и солеотложений при помо­щи альтернативных материалов.

Недостатки

Главные недостатки ЭЦН связаны с высокотемпературными ре­жимами.

Ограничения температурных режимов кабеля должны быть опре­делены и учтены, а именно:

• возможны ограничения по напряжению для необходимой мощно­сти;

• использование станций управления на постоянной частоте сни­жает гибкость процесса добычи;

• высокое газосодержание снижает продуктивность системы;

• высокое содержание механических примесей приводит к быстро­му износу и преждевременному отказу оборудования.

Установка погружного центробежного насоса включает в себя назем­ное и подземное оборудование

В наземное оборудование входят: фонтанная арматура, оборудован­ная кабельным вводом, сборные манифольды, замерная установка, а также наземное электрооборудование, включающее в себя станцию управления, трансформатор, клеммную коробку, кабельные линии.

Наземное электрооборудование служит для электроснабжения, уп­равления и защиты электронасосов. Фонтанная арматура позволяет контролировать, регулировать и направлять поток скважинной жид­кости через манифольды в замерную установку, где производится оп­ределение объема добываемой продукции. Подземное оборудование включает в себя: погружной центробежный насос с электродвигате­лем, кабельную линию, колонну насосно-компрессорных труб и дру­гое дополнительное оборудование. Колонна насосно-компрессорных труб обеспечивает подъем скважинной жидкости на поверхность. В корпусе насоса установлены ступени, каждая из которых состоит из

47

Рис. 2.9. Рабочие пары, собранные на валу, последовательно могут развивать проект­ный напор

Рабочая пара

Осевая опора

Направляющий аппарат - Корпус насоса

Вал насоса

Радиальная опора Осевая опора

Рис. 2.10. Погружной центробежный насос

вращающегося рабочего колеса и неподвижного направляющего аппара­та. Число ступеней опре­деляет его подачу, давле­ние и потребляемую мощность (рис. 2.9).

В состав погружного электродвигателя входит ПЭД и гидрозащита, со­стоящая из протектора и компенсатора. Электро­энергия с поверхности передается через брони­рованный трехмильный кабель, который крепит­ся к телу труб при помо­щи поясов.

Скважинные КИП представляют собой дат­чики температуры и дав­ления, которые генери­руют сигналы, передава­емые по силовому кабе­лю на установленное на поверхности считываю­щее устройство.

Погружные центро­бежные насосы применя­ются для подъема пласто­вой жидкости. В России они производятся 5, 5А и 6-ю габарита для сква­жин, соответственно, с 5- и 6-дюймовой эксплу­атационной колонной. Производительность на­сосов (подача) — от 10 до 2000 м³ в сутки, напор -до 3000 м (рис. 2.10).

48

Пример условного обозначения установки:

УЭЦНМ5-125-1200, где У— установка; Э — привод от погружного электродвигателя; Ц— центробежный; Н— насос; М— модульный; 5— габарит насоса; 125— подача, м³/сут; 1200— напор, м.

Для установок коррозионно-стойкого исполнения перед обозна­чением группы насоса добавляется буква "К".

Погружные центробежные насосы

Вращательное движение от двигателя через вал и установленные на него рабочие колеса разгоняют жидкость. Кинетическая энергия потока в направляющем аппарате преображается в потенциальную энергию напора. Каждая рабочая пара (ступень) развивает около 5 метров напора. Набор последовательно установленных ступеней по­зволяет нам развить необходимый напор.

Рабочим органом насоса ступень насосная (СН) с цилиндричес­кими (ЦЛ) или наклонно-цилиндрическими лопатками (НЦЛ), со­стоящими из рабочего колеса и направляющего аппарата. Ступени с ЦЛ применяются на номинальные подачи до 125 м³/сут (включитель­но) в насосах с наружным диаметром 86 и 92 мм, до 160 м³/сут — в насосах с диаметром 103 мм. Ступени НЦЛ применяются в насосах с большей подачей. Надо заметить, что ступени с НЦЛ имеют более высокий КПД и более чем в 1,5 раза увеличенную подачу, чем при тех же диаметрах ступени с ЦЛ-

Осевая и радиальная нагрузка распределяются на осевые и ради­альные опоры. Радиальные опоры установлены в верхней, средней и нижней части корпуса насоса. Осевые опоры представляют собой тек­столитовые подшипники скольжения и установлены на рабочих ко­лесах.

Приемный модуль и газосепаратор (рис. 2.11)

Пластовая жидкость через приемный модуль попадает в насос. Сво­бодный газ (до 25%) существенного влияния на работу насоса не ока­зывает. Однако при больших значениях необходимо устанавливать газосепаратор или газодиспергатор, который разбивает пузыри, де­лая их более мелкими.

Жидкость продолжает движение на рабочие аппараты насоса, а газ удаляется в затрубное пространство. Газожидкостная смесь попадает в камеру вращающихся сепараторов. Здесь, под действием центро­бежных сил, жидкость отделяется от газа. Жидкость, как более тяже­лая, движется по внешней стороне сепаратора, а газ собирается и дви­жется внутри пазов сепаратора.

Через сетку приемного модуля скважинная жидкость поступает на

49

Головка газосепаратора Газоотводящая сетка

Канал отвода газа . Сепаратор

ступени насоса, при повышенном газо­вом факторе прием­ный модуль совме­щается с газосепара­тором, в котором шнек придает флюи­ду центробежную силу.

Шнек

Опора

Рис. 2.11. Приемный модуль и газосепаратор

Предотвращение вредного влияния может произвести также конусная сборка. На приеме серийного насоса несколько ступеней заменяют на ступени с большей подачей. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспе­чивают и большее поступление на прием газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжа­тия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса.

Система энергообеспечения УЭЦН(рис. 2.12)

Для обеспечения электроэнергией погружного электродвигателя, приводящего в действие насос, применяется система энергообеспе­чения, которая включает в себя: трансформатор, станцию управле­ния, кабельную линию, муфту кабельного ввода.

Трансформатор служит для повышения напряжения до величины рабочего напряжения ПЭД, с учетом потерь в кабеле.

Станция управления предназначена для пуска и остановки насоса, контроля за работой установки, а также для защиты от аварийных ре­жимов.

Для предотвращения прохода газа по кабелю в помещение стан­ции управления в состав установки входит специальная соединитель­ная вентиляционная (клеммная) коробка. Газ, проникший по кабелю, выходит наружу через трубку отвода газа.

Для подачи переменного тока к погружному электродвигателю слу-

50

Рис. 2.12. Система энергообеспечения УЭЦН

жит кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля (круг­лого или плоского) и плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабель­ного ввода. Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной сросткой. Для крепле­ния кабеля к телу трубы применяеются крепежные пояса (клямсы).

Погружной электродвигатель

Погружные асинхронные двигатели (ПЭД), в зависимости от мощ­ности, изготавливаются одно- и двухсекционными. Для различных типоразмеров питание электродвигателя осуществляется напряжени­ем от 380 до 2300 В. Рабочая частота переменного тока составляет 50 Гц, при этом частота вращения вала двигателя составляет 3000 мин^-1. Импортные электродвигатели (моторы) работают при частоте тока 60 Гц и обеспечивают 3500 мин^-1. При использовании регулятора ча­стоты (вариатора) допускается работа двигателя при частоте тока от 40 до 60 Гц. Мощность двигателей достигает 500 кВт.

51

Двигатели мощностью более 180 кВт — диаметром 123 мм, более 90 кВт — диаметром 117 мм, 63 кВт — 103 мм и мощностью 45 кВт -диаметром 96 мм.

Структура условного обозначения ПЭД — погружной электродви­гатель — следующая: за буквами число обозначает мощность двигате­ля в кВт, далее - диаметр корпуса в мм, например ПЭД 45-103.

В состав погружного электродвигателя (ПЭД) входят: двигатель и гидрозащита, состоящая из протектора и компенсатора.

Протектор предназначен для защиты от попадания пластовой жидкости в маслонаполненныи электродвигатель и предотвращает утечки масла при передаче вращения от электродвигателя к насосу.

Погружной электродвигатель (ПЭД) — трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, маслозаполненный и герметичный. Электроэнергия на двигатель подается через специальный брониро­ванный кабель.

Компенсатор предназначен для выравнивания давления масла в двигателе с давлением жидкости в скважине и пополнения объема масла в двигателе.

Электродвигатель (рис. 2.13). Работа асинхронного электродвига­теля основана на том, что при подаче переменного трехфазного тока на протяжную обмотку статора возникает магнитное поле, под воз­действием которого ротор начинает вращаться вокруг своей оси.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопро-вод, изготовленный из листовой электротехнической стали. Статор магнитомягкий по всей длине. В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы об­мотки соединены в звезду.

Внутри статора размещается ротор, представляющий из себя на­бор пакетов, разделенных между собой промежуточными подшипни­ками и последовательно надетыми на вал. Вал ротора для обеспече­ния циркуляции масла, выполнен пустотелым. Пакеты ротора набра­ны из листовой электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамкнутыми медны­ми кольцами.

Гидрозащита

Применение электродвигателя в скважине возможно при обеспече­нии герметичности маслонаполненного электродвигателя. Для предох­ранения от попадания во внутреннюю полость ПЭД пластовой жидко­сти служит гидрозащита. Гидрозащита состоит из компенсатора и протектора.

52

Торцевое уплотнение

Протектор уста­навливается над дви­гателем и служит для обеспечения герме­тичности электро­двигателя при пере­даче вращательного движения от двига­теля к насосу.

Узел пяты

Верхнее торцевое уплотнение предназ­начено для гермети­зации внутреннего пространства элект­родвигателя.

Перепускной клапан

Нижний конец вала соединяется с валом электродвига­теля, верхний ко­нец - с валом насо­са при монтаже на скважине.

Резиновая диафрагма

Рис. 2.13. Электродвигатель УЭЦН

В протекторе рас­положен узел пяты, который восприни­мает осевые нагруз­ки, действующие на вал при работе насо­са. Он расположен в нижней части про­тектора, что исклю­чает работу без мас­ла и его перегрев.

Компенсатор обеспечивает передачу и уравнивание давления пла­стовой жидкости в зоне подвески двигателя с давлением масла в дви­гателе, а также изменением своего объема компенсирует тепловые из­менения объема масла в двигателе в процессе его работы.

Внутренняя полость диафрагмы сообщается с внутренней полос­тью электродвигателя и заполняется маслом при монтаже двигателя. Это масло служит запасом для компенсации его естественного расхо-

53

да через нижнее торцовое уплотнение, герметизирующее вращающий­ся вал.

Обратный и сливной клапаны (рис. 2.14)

Спускной (сбивной, сливной) клапан предназначен для слива жидкости из лифта (колонны насосно-компрессорных труб) при подъеме насоса из скважины. В корпус спускного клапана ввернут штуцер. Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера сбива­ется (обламывается) специальным инструментом (например, ломом, сбрасываемым в НКТ) и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере в затрубное пространство.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса под воздействием выравнивания стол­ба жидкости в НКТ и затрубном пространстве, при остановках насо­са, и облегчения повторного запуска насоса.

Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка под­нимается, открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускает­ся на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопро­воде, т.е. клапан закрывается.

Прослабленное сечение штуцера

Полый штуцер

Присоединительная резьба

Корпус

Направляющая втулка Тарелка клапана

Обрезиненное седло

Присоединительная резьба

Толщина стенки

Диаметр

Рис. 2.14. Обратный и сливной кла­паны УЭЦН

Рис. 2.15. Напорный трубопровод УЭЦН

54

Напорный трубопровод (лифт) (рис. 2.15)

Для обеспечения подъема пластовой жидкости и газа на поверх­ность при эксплуатации скважин УЭЦН применяются насосно-ком-прессорные трубы. Как правило, на промыслах России используются трубы диаметром 60, 73, 89 мм (соответственно 2", 2,5" и 3"). Трубы последовательно соединяются на резьбе, составляя колонну НКТ (лифт).

Условное обозначение труб включает: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу прочности, например НКТ 73 - 5.5Д.

Для крепления кабельной линии при спуске УЭЦН в скважину применяют пояса крепления, а в скважинах с осложненной траекто­рией спуска (высокая степень искривленности ствола скважины) для защиты кабеля от повреждений применяют протекторы.

На скважину завозится НКТ необходимой проектной длины. В качестве запаса предусматривается 5% от общей длины труб. Длина одной НКТ примерно 9 м.