5.Глубиннонасосная эксплуатация.

Глубиннонасосная эксплуатация скважин обычно применяется в конечной стадии разработки нефтяного месторождения, когда для непрерывной или прерывистой компрессорной эксплуатации необходим большой удельный расход закачиваемого газа, что резко снижает экономические показатели.[3]

Существует несколько способов добычи нефти при помощи насосов:

с помощью поршневых насосов с приводом от колонны штанг и станка-качалки, установленного на поверхности;

погружными центробежными электрическими насосами;

поршневыми насосами с гидравлическим приводом;

с помощью винтовых насосов и экспериментальных технологий, находящихся в стадии разработки.

Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Один из разновидностей этого способа - добыча нефти установками глубинных штанговых насосов (УШГН)

ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность УШСН состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 14).

Рис. 14. Схема установки штангового скважинного насоса

Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насоснокомпрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочого фильтра 1.

На нефтяных промыслах применяют штанговые скважинные насосы различных размеров и конструкций, выбор которых определяется конкретными условиями эксплуатации ШСН. Самыми распространенными являются насосы двух типов: трубные (невставные) и вставные.

По типу поршня (плунжера) насосы изготовляются с металлическим и манжетным (с неметаллической рабочей поверхностью) плунжерами. Металлическим плунжером комплектуют насосы с втулочным цилиндром, манжетным - как с втулочным, так и с безвтулочным цилиндром.

Невставным, или трубным, называют насос, цилиндр которого присоединяют непосредственно к насосным трубам и вместе с ними спускают в скважину, а плунжер спускают и поднимают отдельно на насосных штангах. Насос НСН-1 является вертикальным плунжерным невставным насосом одинарного действия. Он оснащен двумя шаровыми клапанами - всасывающим 6 и нагнетательным. Нагнетательный клапан расположен в верхней части плунжера. Конус всасывающего клапана плотно входит в седло, к корпусу этого клапана присоединен захватный шток с улавливателем, который предназначен для подъема на поверхность всасывающего клапана насоса НСН-2. Насосы НГН-1 с патрубком-удлинителем и с удлиненным переводником цилиндра собираются из чугунных втулок и выпускаются диаметром 43; 55 и 68 мм; 28 и 32-мм насосы имеют цилиндры, собранные из стальных втулок.

Насос НСН-2 - вертикальный плунжерный, невставной, одинарного действия, с одним всасывающим и одним или двумя нагнетательными клапанами, из которых один установлен в нижней части плунжера. Насосы НСН-2 комплектуются следующими видами плунжеров: гладким, канавчатым или плунжером «пескобрей» (в случае применения последнего вместо узла верхнего нагнетательного клапана ввинчивается клетка) и выпускаются с цилиндрами, собранными из чугунных или стальных втулок. Кроме того, эти насосы могут быть укомплектованы дополнительным узлом нагнетательного клапана, монтируемым на верхнем конце гладкого, или канавчатого, плунжера. Рис 15.

Вставным называют насос, цилиндр и плунжер которого спускают в скважину одновременно на насосных штангах. Насос устанавливают на специальную замковую опору, предварительно спущенную в скважину на колонне насосных труб.

На рис. 16 показана конструкция вставного насоса типа НСВ. Это вертикальный плунжерный насос одинарного действия, с цилиндром 7, собранным из отдельных втулок, с одним или двумя всасывающими и с одним или двумя нагнетательными клапанами. Эти насосы в принципе устроены аналогично трубным, но в отличие от последних они имеют дополнительные детали, позволяющие герметизировать насос в трубах после спуска в скважину. При этом насос садится конусом 3 на седло 4. Лепестки пружины 5, закрепленные на кожухе 9, упираются в буртики 6. Пружины 5 не дают насосу подняться с седла 4 замковой опоры под влиянием сил трения при движении плунжера 8 вверх. Во время смены насоса плунжер 8 поднимается до упора и на штангах 1 вся конструкция извлекается из посадочного седла 4. Пружины 5 соскальзывают с буртика 6, пропуская насос вверх, при этом жидкость из насосных труб сливается в скважину. Поскольку во вставном насосе через трубы 2 данного диаметра пропускается не только плунжер 8, но и цилиндр 7 вместе с конусом 3, то диаметр плунжера 8 этого насоса должен быть намного меньше диаметра невставного насоса. Насосы НСН-1 и НСВ имеют номинальный диаметр цилиндров 28 -68 мм, а насосы НСН-2 - 28 - 93 мм. Зазоры между плунжером и цилиндром (по диаметру) составляют 20 - 70 мкм (тугая посадка), 70 - 120 мкм (средняя посадка) и 120- 170 мкм (свободная посадка).

Рис. 15. Насосы скважинные вставные: 1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок

Рис. 16

Рис. 17. Станок-качалка типа СКД: 1– подвеска устьевого штока; 2 – балансир с опорой; 3 – стойка; 4 – шатун; 5 – кривошип; 6 – редуктор; 7 – ведомый шкив; 8 – ремень; 9 – электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 – ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 – канатная подвеска

Рис. 18 Устьевая арматура: 1 - колонная головка; 2 - затрубный ниппель; 3 - вентиль манометра; 4 - затрубный патрубок с вентилем; 5 - трубная головка; 6 - торйник; 7 - сальник; 8 - гайка

Рис. 19 Арматура устьевая СУС1-73-31: 1 - тройник; 2 - втулка нижняя; 3 - вкладыш; 4 - стопор; 5 - кольцо уплотнитель- ное; 6 - манжетодержатель; 7 - крышка шаровая; 8 - уплотнительная набивка; 9 - головка шаровая; 10 - вкла дыш; 11 - грундбукса; 12 - крышка головки; 13 - шток; 14 - болт откидной; 15 - палец; 16 - шплинт; 17 - гайка накидная; 18 - ниппель; 19-наконечник

Бесштанговые скважинные насосы

Главной отличительной особенностью бесштанговых глубинных насосов (БШГН) является отсутствие механической связи между наземным приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса.

Наиболее обширную и потому первую группу в классе бесштанговых насосов составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину.

Ко второй группе относятся установки электродиафрагменных насосов (УЭДН), в которых подача жидкости производится колеблющейся гибкой диафрагмой. Приводом насоса является также погружной электродвигатель, монтируемый в одном корпусе с насосом. По объему внедрения они занимают второе место после УЭЦН. Область их использования - малодебитные скважины.

Третью группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти в настоящее время незначительна. Исполнительным механизмом здесь является винтовой насос, а приводом - погружной электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину.

Четвертую группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН). Они получили пока ограниченное применение на Российских промыслах. В качестве насоса УГПН используют обычный штанговый насос, а его приводом является специально спускаемый вместе с насосом гидравлический двигатель.

По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяют на 3 группы :

а) насосы типа УЭЦНМ выполняются в обычном и коррозионно-стойком исполнении и предназначены для эксплуатации скважин диаметром 121,7; 130; 144,3 мм с содержанием газа до 55%, сероводорода до 1,25 г/л, механических примесей до 0,1 г/л;

б) насосы типа У2ЭЦНМ изготовляются в износостойком и коррозионно-стойком исполнении и используются для эксплуатации скважин диаметром 112; 121,7; 130 мм с содержанием газа до 55%, сероводорода до 0,02 г/л, мех. примесей до 0,5 г/л.

в) насосы типа УЭЦНМ4 предназначены для эксплуатации скважин диаметром 112 мм с содержанием газа до 55%, сероводорода до 0,01 г/л, мех. примесей - до 0,5 г/л.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование (рис. 20)

К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН)

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность;

е) клапан обратный, исключающий переток жидкости из НКТ через насос во время остановки насоса и его обратное вращение, облегчает запуск двигателя;

ж) клапан спускной, обеспечивающий выход жидкости из НКТ перед подъемом установки.

Рис 20

К наземному оборудованию относятся:

а)устьевая арматура, служащая для направления и регулирования дебита поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б)станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в)трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;

г)подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спускоподъемных операциях.

Отечественная промышленность освоила и в настоящее время выпускает более 300 типоразмеров УЭЦН. Каждый типоразмер имеет определенный шифр. Напирмер, УЭЦНМ5 - 125-1200 обозначает: У - установка, Э - привод от электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, М - модульного исполнения, 5-группа насоса (диаметр обсадной колонны), 125-подача насоса (м3/сут), 1200 напор (м). Буквы К, Т, КТ в шифре обозначают соответственно коррозионностойкое, теплостойкое или коррозионно-теплостойкое исполнение.

В отличие от штангового насоса, сообщающего напор перекачиваемой жидкости по средством возвратно поступательного движения плунжера, в центробежном насосе перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстро вращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления. [2]

УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОДИАФРАГМЕННЫХ НАСОСОВ (УЭДН)

Установки электродиафрагменньгх насосов предназначены для добычи нефти из малодебитных скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм (рис. 21).

Отличительной особенностью установки электродиафрагменного насоса является наличие в насосе резиновой диафрагмы, разделяющей откачиваемую жидкость и приводную часть насоса (рис. 22)

На валу электродвигателя 2 монтируется ведущая шестерня 3, сообщающая крутящий момент ведомой шестерне 12. На валу последней установлен эксцентрик 4, воздействующий на толкатель 5 и пружину 6. Камера А заполнена маслом, и возвратно поступательное перемещение толкателя передается через масло диафрагме 7. При ее движении вниз в полости насоса создается разряжение и через всасывающий клапан 8 насос заполняется жидкостью.

При движении диафрагмы вверх клапан 8 закрывается, а нагнетательный клапан 9 открывается. При этом жидкость выбрасывается в НКТ.

Наиболее нагруженными частями агрегата являются редуктор, диафрагма и клапаны. Перекачиваемой средой является смесь нефти, воды и газа.

Привод насоса - четырехполюсный маслонаполненный асинхронный электродвигатель ПЭД Д-2,5-117. Конический редуктор и эксцентриковый привод с толкателем размещены в общей камере, герметично изолированной от перекачиваемой среды резиновыми диафрагмой и компенсатором.

Рис. 21 Установка электродиафрагменного насоса (УЭДН): 1 - обсадная колонна; 2 - пояса крепления кабеля; 3,4- шламовые трубы; 5 - сливной клапан; 6 - удлинитель кабеля; 7 - устьевая арматура; 8 - трубка манометра; 9 - манометр электроконтакный; 10 - сигнальный провод; 11 - комплектное устройство; Н - насос

Рис. 22 Схемы электродиафрагменного насоса (ЭДН): 1 - компенсатор; 2 - электродвигатель; 3 - ведущая шестерня; 4 - эксцентрик; 5 - толкатель; 6 - пружина; 7 - диафрагма; 8 - всасывающий клапан; 9 - нагнетательный клапан; 10 - кабель; 11 - НКТ; 12 - ведомая шестерня; А - камера

УСТАНОВКИ-ЭЛЕКТРОВИНТОВЫХ НАСОСОВ (УЭВН) ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ (ЭВН)

Электрические винтовые насосы (ЭВН) относятся к типу объемных насосов, так же как и УШГН и УЭДН, они сохраняют высокую производительность при откачке вязких (до 6-10"6 м2/с) и газированных жидкостей, содержащих до 50% свободного газа, а также до 0,6 г/л механических примесей.

Применение в качестве привода серийных погружных электродвигателей (ПЭД) способствовало созданию и применению скважинного варианта ЭВН. При этом ис пользуется наземное электрооборудование погружных центробежных насосов, и привод - погружные двигатели с частотой вращения 1500 об/мин (рис. 16).

Установки электровинтовых насосов для добычи нефти разработаны в конструкторском бюро по бесштанговым насосам (АО ОКБ БН «КОННАС», г. Москва) на производительность до 200 мЗ/сут и напор до 1200 м.

Основным рабочим органом электровинтового насоса является стальной винт (рис. 23). Во время работы винт вращается вокруг своей оси, одновременно сама ось совершает вращение по окружности (представьте себе шестерню с внутренним зацеплением, по которой катится зубчатое колесо в обратном направлении). Свободные пространства между винтом 4 и обоймой 3, которые заполняет жидкость, изолированы одно от другого вследствие непрерывности линии соприкосновения винта и обоймы. Вращаясь, винт выталкивает жидкость из камер «К» в двухвинтовых насосах жидкость через фильтр поступает на прием винтам отдельно. Винты расположены навстречу друг другу, что обеспечивает разгрузку вала от осевых усилий и снижает осевое давление на подшипники.

Скважинная жидкость через фильтры 2 поступает в полости, образуемые винтом 4 и обоймой 3 и, выталкиваясь из них, поступает в насосно-компрессорные трубы, 11. Рис 24.

Насос снабжается пусковой муфтой 9, обеспечивающей включение вала насоса в работу после набора номинальной частоты вращения вала электродвигателя. Шарнирная муфта 5 компенсирует эксцентриситет винтов двух насосов, а предохранительный клапан 1 исключает движение жидкости из насосно-компрессорных труб через насос при остановке и его обратное вращение.

Рис. 23 Размещение установки погружного винтового сдвоенного электронасоса в скважине: 1 - трансформатор; 2 - комплектное устройство; 3 - пояс крепления кабеля; 4 - НКТ; 5 - насос; 6 - кабель; 7 - электродвигатель

Рис. 24 Электровинтовой насос: 1 - предохранительный клапан; 2 - фильтр; 3,6- обоймы; 4,7 - винты; 5 - муфта; 8 - вал; 9 - пусковая муфта; 10 - протектор; 11 - НКТ

УСТАНОВКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ (УГПН)

Если в цилиндр поршневого насоса нагнетать жидкость, направляя ее попеременно в подпоршневую или надпоршневую полость, поршневой насос начнет работать в режиме гидравлического двигателя. Именно на этом принципе основан и гидравлический поршневой насос.

Гидравлические поршневые насосы (ГПН) относятся к бесштанговым глубинным насосам для добычи нефти, в которых насос и двигатель выполняются в одном узле - погружном агрегате, транспортируемом на место установки в скважине давлением нагнетаемой с поверхности жидкости.

Применение в насосах гидравлического привода имеет ряд преимуществ, важнейшие из которых следующие: высокий коэффициент полезного действия, простота управления и обслуживания, унификация, удовлетворительная эксплуатация глубоких искривленных и направленных скважин, возможность спуска и подъема погружного агрегата без подъемных сооружений и бригад подземного ремонта, применение на ограниченных по величине устьевых площадках.

На рис. 25 приведена схема размещения подземного оборудования скважины, эксплуатируемой УГПН.

На насосно-компрессорных трубах 1 в скважину опускается седло5 с пакером 7.

Седло 5 служит для размещения погружного агрегата и образует с ним единую систему каналов К(и Kj для движения жидкости. Насосный агрегат 4 опускается в скважину давлением жидкости, подаваемой с устья (на схеме стрелка «А» ) и фиксируется в седле 5.

Наличие на корпусе агрегата и в седле уплотнительных манжет обеспечивает необходимую герметичность узлов.

Для подъема насосного агрегата из скважины направляют на устье поток жидкости в затрубное пространство, и она, попадая в седло через каналы К, и К2, и действуя по стрелке «Б» выпрессовывает агрегат из седла.

Пакер предназначен для герметизации затрубного пространства при использовании последнего в качестве канала для подъема жидкости.

Рис. 25 Схема подземной части УГПН: 1 - НКТ; 2 - затрубное пространство; 3 - обсадная колонна; 4 - гидропоршневой агрегат; 5 - седло; 6 - обратный клапан; 7 - пакер; К₁, К₂ - каналы

Поверхностное оборудование включает в себя силовой насос, устьевую арматуру и систему подготовки жидкости.

Гидропоршневой насосный агрегат (рис. 26) включает в себя поршень 1 и цилиндр двигателя 2, шток 2а, соединяющий поршень двигателя 1 с поршнем насоса4, перемещающимся в цилиндре 5.

По каналу «А» рабочая жидкость поступает под поршень двигателя в полость «Б». Золотник 3 выполнен в виде двух цилиндров, имеющих разные сечения со стороны полости «Б» и полости «Е». Шток 2 имеет выемки, с помощью которых, при его движении поток жидкости периодически направляется в полости «Б» и «В», что вынуждает поршень 1 совершать возвратно-поступательное движение.

Поршень насоса 4 движется синхронно с поршнем двигателя 1. При ходе вверх скважинная жидкость поступает в полость «Д» цилиндра насоса 5 через клапан 7, при ходе вниз выбрасывается через клапан 6 и канал «Г» в затрубное пространство скважины.

Рабочая жидкость также выбрасывается в затрубное пространство из полости «Б» и «В» при ходе поршня вниз, подъема золотника 3 и открытия канала «С».

Для герметизации устья нефтяных скважин, подвески колонны насосно-компрессорных труб, распределения потоков жидкости, спуска в скважину, работы и подъема гидропоршневого насоса используют оборудование устья скважин.[2]

Рис. 26 Гидропоршневой насосный агрегат: 1 - поршень двигателя; 2 - цилиндр двигателя; 2а - шток; 3 - золотник; 4 - поршень насоса; 5 - цилиндр насоса; 6 - нагнетательный клапан; 7 - всасывающий клапан; 8 - седло; 9 - пакер; 10 - обсадная колонна; 11 - НКТ; А, С - каналы; Б, В, С, Е, Д – полости

Литература

1.	Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов - ПБ 03-517-02
2.	Алёхина Г.П. Экология и рациональное природопользование: Методические указания к практическим занятиям. - Оренбург: ОГУ, 2001. - 31 с.
3.	Епифанова Е.А. Экологические основы природопользования: Краткий курс лекций. - Оренбург: ГОУ. ОГУ, 2003. - 55 с.
4.	Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок (утв. приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г. N 115)
5.	Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (утв. приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. № 6)
6.	Правил пожарной безопасности в РФ - ППБ 01-03
7.	Охрана труда (Утв. постановлением Минтруда РФ от 08.02.2000 г, № 181 ФЗ)
8.	В.К.Герц, А.В.Шадрина « Основы нефтегазового дела»
9.	А.Р.Коплан «Оператор по добыче нефти и газа»
10.	http://www.ngpedia.ru/id549416p1.html
11.	http://judywhiterealestate.com/oil158.htm

______________________ /__________________/

Дата _________________