7.3.6. Подбор оборудования скважинных штанговых винтовых насосных установок

Подбор оборудования ШУВНУ начинается с определения глуби­ны спуска насоса под динамический уровень жидкости в скважине. Этот этап подбора аналогичен первому этапу подбора других видов скважинных насосов, рассмотренных ранее. Единственным отличи­ем здесь является величина заглубления под динамический уровень, т.к. винтовые насосы могут работать с довольно высоким содержа­нием свободного газа на приеме. Эта величина может достигать 50%.

После определения глубины подвески насосы, т.е. длины ко­лонны штанг и НКТ, определяют типоразмеры подходящих вин­товых накосов и требуемые частоты вращения колонны, исходя из заданной величины подачи насоса.

Выпускаемые винтовые насосы имеют разные рабочие объе­мы, поэтому указанные в паспортных данных теоретические подачи насоса относятся к постоянной частоте вращения ротора насоса, равной 100 об/мин. Поэтому для заданного дебита сква­жины могут быть приняты разные насосы с разными частотами вращений ротора. Обычно выбирается частота вращения в ин­тервале от 150 до 350 об/мин. Меньшая частота приводит к боль­шим потерям напора насоса, большая — к повышению потерь трения как в винтовой паре, так и в колонне штанг.

По выбранному типоразмеру насоса определяется момент вращения ротора насоса и момент трения колонны штанг, сум­ма которых определяет необходимый момент на полированном штоке и приводной головке. По моменту и частоте вращения полированного штока проводится выбор приводной головки и приводного двигателя.

По максимальному крутящему моменту на полированном што­ке проводится расчет колонны штанг. Так как чаще всего в ВШНУ применяются штанги диаметром 22 мм, то по величине крутя­щего момента подбирается марка стали, обеспечивающая необ­ходимый запас прочности по эквивалентным напряжениям, рас­смотренным в п. 7.3.5.

Выбор приводного электродвигателя осуществляется по мощ­ности и частоте вращения на полированном штоке, а также с учетом передаточного отношения выбранного типоразмера при­водной головки.

Раздел 8. Оборудование для сбора и подготовки продукции добывающих скважин

Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транс­портировке, а пластовой воды к использованию или захороне­нию имеет большое значение в сокращении потерь нефти и газа и требует большого внимания и затрат. На долю систем сбора и подготовки нефти приходится около 50% всех затрат на промысловое обустройство. Велика и металлоемкость этих систем, включающих большую сеть трубопроводов, сепарато­ры, отстойники и резервуары, обычно имеющие большие габа­риты.

8.1. Общая схема системы сбора продукции скважин

В качестве примера общей схемы сбора продукции скважин на рис. 8.1 приведена схема сбора и подготовки нефти, газа и пластовой воды, используемая в Татарии [13]. Эта схема наи­более полно показывает разнообразие оборудования подобных систем. Схема использует принцип совмещения ряда процес­сов и операций.

Независимо от особенностей конкретных технологических схем практически во всех случаях имеет место совмещения некоторых процессов и операций и выполнение следующих работ.

Разрушение эмульсии, ее транспортировка по трубопрово­дам и сепарация газа; следствие этих процессов — снижение вязкости транспортируемой системы, уменьшение отложений парафина.

Отделение воды от нефти, замерносдаточные операции и заполнение товарных и сырьевых резервуаров.

Первичная очистка сточных вод и деэмульсация нефти в трубопроводах, сопровождаемая ее возвратом в технологичес­кий цикл подготовки нефти.

Контроль за качеством нефти и воды и их взаимная очистка.

Обслуживание товарных парков и улучшение качества нефти.

В совмещенной схеме (см. рис. 8.1) продукция скважин по­ступает на замерную установку («Спутник»). Выходящая из нее газированная водонефтяная эмульсия обрабатывается деэмульгатором для разрушения бронирующих оболочек эмуль­сии при ее движении в промысловом трубопроводе при тур­булентном режиме (Re = 2000—25000). Предварительно раз­рушенная эмульсия смешивается с горячей дренажной водой и направляется в секционный каплеобразователь. Введение в поток эмульсии дренажной воды способствует укрупнению глобул воды в каплеобразователе и быстрому разделению фаз в сепараторе.

Выходящая из сепаратора дегазированная нефть с неболь­шим содержанием воды в виде капель подогревается до 40 "С путевым нагревателем и через секционный каплеобразователь вводится в отстойник для окончательного обезвоживания. Вы­деляющейся при этом газ подается компрессором в общую газосборную сеть, а обезвоженная нефть после обработки пре­сной водой отводится через каплеобразователь в отстойники для обессоливания, откуда она поступает в буферную емкость, а потом насосом откачивается на головные сооружения и да­лее в нефтяную магистраль.

Сточные воды, отделяющиеся в сепараторе, проходят гид­родинамическую обработку в специальном трубопроводе, за­тем поступают в резервуар-отстойник с гидрофобным фильт­ром. Гидродинамическая обработка способствует укрупнению загрязнений, содержащихся в очищаемых сточных водах. Бла­годаря этому они практически полностью задерживаются в гид­рофобном фильтре. Очищенные сточные воды из резервуара направляются в буферную емкость, откуда насосом подаются к насосным станциям для закачки в пласты.

Технологическая схема сбора и подготовки продукции сква­жины позволяет выделить основные группы оборудования.

Рис. 8.1. Схема сбора и подготовки нефти, пластовой воды и газа:

Совмещение операций по узлам: А — транспортирование жидкости, сни­жение вязкости, борьба с отложениями парафина, разрушение эмульсии, частичное расслоение потока; Б — укрупнение капель средних размеров, очистка капель дренажной воды в среде нефти при турбулентном режи­ме, предварительная сепарация газа, коалесценция газовых включений; В — разрушение газовой пены, отбор газа, оттеснение глобул воды в со­став дренажной воды, разрушение глобул энергией расширяющегося газа в гидрофильном жидкостном фильтре, жидкостная флотация, сброс воды; Г — горячая сепарация и деэмульсация, нагрев, разрушение бронирую­щих оболочек тонкодисперсной части эмульсии, коалесценция в турбу­лентном режиме, расслоение потока на нефть и воду; Д — отбор легких фракций, возврат конденсата в нефть, отмывка солей, расслоение пото­ка, сброс воды, отбор нефти; Е — транспортирование и улучшение каче­ства нефти за счет гидродинамических эффектов, совмещение операций по прохождению нефти в резервуарах со сбросом выделившейся воды; З — транспортирование и укрупнение загрязнений в воде при турбулен­тном режиме; И — очистка воды в жидкостном гидрофобном фильтре, снижение коррозионной активности дренажной воды; 1 — скважины; 2 — замерное устройство; 3 — подача деэмульгатора: 4 — трубопровод; 5—I, 5—II, 5—III — каплеобразователи; 6 — трехфазные сепараторы; 7— путевой подогреватель; 8— отстойники ступени обезвоживания; 9 — компрессор; 10 — подача пресной воды; 11 — отстойники ступени обес­соливания; 12 — буферная емкость для нефти; 13, 16 — нефтяные насо­сы; 14 — анализатор качества нефти, замер; 15 — товарные резервуары; 17 — водяной насос; 18 — буферная емкость для воды; 19 — подача инги­битора коррозии; 20 — отстойник с гидрофобным фильтром; 21 — трубо­провод для гидродинамической обработки воды; 22 — емкость для сбора нефти; 23 — расходомеры

В оборудовании сбора — это замерные установки, первич­ные сепараторы газа, устройства для подачи реагентов, про­мысловые насосные станции и трубопроводы.

В оборудовании подготовки продукции скважин — это се­параторы, отстойники, подогреватели, деэмульгаторы, резер­вуары, насосы и замерные устройства для подготовленной к транспортировке продукции промысла.