недостатки: при наличии в жидкости песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате чего возможен обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние от­ кладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы.

Преимущество двухрядного подъемника состоит в том, что он ра­ ботает при меньшей пульсации рабочего давления и жидкости, так как объем кольцевого воздушного пространства в нем меньше, чем в однорядном подъемнике кольцевой системы. Столб жидкости, нахо­ дящейся между первым рядом труб и эксплуатационной колонной (в затрубном пространстве), также способствует более плавной работе двухрядного подъемника.

Виды оборудования и принцип его работы при фонтанном и газ­ лифтном способах добычи нефти подробно рассмотрены в ряде пуб­ ликаций [1,50]. Фонтанный и газлифтный (компрессорный и бескомпрессорный) способы добычи нефти эффективны при достаточной пластовой энергии и значительном газовом факторе. По мере разра­ ботки месторождения пластовая энергия истощается, увеличивается обводненность добываемой жидкости, уменьшается относительное содержание газа в отбираемой смеси. Уровень отбираемой жидкости в скважине снижается. Фонтанный способ добычи нефти становит­ ся невозможным, а компрессорный — неэффективным и тогда они сменяются насосным способом добычи нефти. Для добычи нефти ис­ пользуются штанговые и бесштанговые насосы.

1.5.Скважинная штанговая насосная установка

Вмировой практике нефтедобычи при эксплуатации месторож­ дений на сегодняшний день наиболее распространенным является способ, использующий скважинные штанговые насосные установки (СШНУ). В Российской Федерации данными установками оснаще­ но 57—58% всех действующих скважин, в США — около 90% всего действующего фонда скважин. Суммарная добыча нефти из скважин, оборудованных СШНУ, в нашей стране составляет около 25%, а в не­ которых регионах всего 3—5%, но это самая «тяжелая» нефть: высо­ ковязкая, горячая, с большим содержанием свободного газа, механи­ ческих примесей. На сегодняшний день нет разумной альтернативы данному способу добычи нефти в малодебитных скважинах, особенно при необходимости применения больших глубин подвески насоса.

В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратно-поступатель­ ного действия, опускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены вместе посредством механической связи. Установ­ ка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования.

В большинстве СШ НУ (рис. 1.3) в качестве привода применя­ ют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12, на другом — шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соеди­ нен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13. Колонна на­ сосных штанг соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса и собирается из отдельных штанг 17, имеющих длину от 6 до Ю м, диаметр от 12 до 25 мм и более. Штанги соеди­ няются друг с другом посредством муфт 23. Полированный шток 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чисто­ ты, и иногда его называют первой или сальниковой штангой.

Колонна насосно-компрессорных труб служит для подъема плас­ товой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с ци­ линдром глубинного насоса. Она составляется из труб 18 длиной по 8-12 м, диаметром 48-114 мм, соединяемых трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизи­ рующий НКТ. Через сальник пропущена полированная штанга. Обо­ рудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.

Скважинный насос III представляет собой насос одностороннего действия, состоящий из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно — компрессорных труб, плунжера 25, соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасыва­ ющий 27 — в нижней части цилиндра. Ниже насоса при необходимос­ ти устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок

Рис. 1.3. Штанговая глубинно-насосная установка:

1 —фундамент; 2 - рама; 3 - электродвигатель; 4- редуктор; 5 - кривошип; 6—груз; 7 - шатун; 8 —груз балансира; 9 —стойка; /0 —балансир; 11 —механизм фиксации головки балансира; 12—головка балансира; 13—канатная подвеска; 14—сальниковый шток; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 1 7 - насосно-компрессорные трубы; 18 —колонна штанг; 19 —глубинный насос; 20 —газовый якорь; 21 —сальник устьевой; 22 —муфта трубная; 23 —муфта штанговая; 24 —цилиндр насоса; 25—плунжер насоса; 26 —нагнетатель (выкидной) клапан; 27—всасывающий (приемный) клапан.

отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное про­ странство между насосно-компрессорной 18 и обсадной колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе С Ш НУ энергия от электродвигателя передается через ре­ дуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему враща­ тельное движение выходного вала редуктора через балансир в возврат­ но-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной штанг плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. В процессе хода плунжера вверх под ним падает давление, и всасываю­ щий клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный клапан плунжера закрыт под давлением столба находящейся над ним жидкости. При ходе плунжера вниз приемный клапан под давлением столба жидкости в насосных трубах закрывается, а клапан, расположенный на плунжере, открывается, и жидкость пос­ тупает в насосно-компрессорные трубы.

При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чере­ дуются, в результате чего при каждом ходе некоторое количество жид­ кости поступает в НКТ. Уровень жидкости в них постепенно повыша­ ется и достигает устья скважины: жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник с сальниковым устройством. Просто­ та обслуживания и надежность скважинных насосов, высокий КПД, гибкость в отношении регулирования, отборов жидкости с различных глубин, возможность их применения в осложненных горно-геоло­ гических условиях эксплуатации и ряд других преимуществ вывели этот способ на ведущее место в нефтедобывающей отрасли. Простое в конструктивном отношении устройство, разработанное и освоенное в начале 20-х годов, стало самым распространенным способом добычи нефти как в нашей стане, так и за рубежом. Объем отбора скважинной жидкости этим способом при различной глубине спуска насоса от не­ скольких сот килограммов до сотен тонн в сутки.

Для работников нефтегазовой отрасли представляет интерес ин­ формация о состоянии оборудования, входящего в комплекс СШНУ и используемого сегодня (2005-2006 гг.) в нефтяной промышленности России |52|. После распада Советского Союза нефтяники некоторое время испытывали настоящий «голод» на основные комплектующие СШ НУ (станки-качалки, редукторы, канатные подвески, штанговрашатели, скважинные штанговые насосы), т.к. все заводы — изготови­

тели этого вида оборудования остались в Азербайджане. Но уже через 2—3 года российские конверсионные заводы смогли освоить выпуск основной продукции для СШНУ: механические приводы (станки-ка­ чалки) и скважинные штанговые насосы. Также был налажен выпуск ряда другого оборудования: канатных подвесок, штанговращателей, центраторов штанговых колонн и т.д. После утоления первого «голо­ да» нефтяники стали предъявлять повышенные требования к обору­ дованию. Потребителей уже не удовлетворяло качество оборудования, производимого по устаревшим чертежам и техническим требованиям, разработанным в 70-х годах XX века.

Заводы-изготовители оперативно откликнулись на требования нефтяников и выдали целую гамму новых видов оборудования. Час­ тично это была лицензионная продукция (лицензии закуплены у ря­ да фирм США, Австрии и других стран), частично продукция была представлена собственными новыми разработчиками. Например, АО «Ижнефтемаш» пошел по пути использования широко известной в мире торговой марки SBS (Австрия), купив лицензию этой фирмы на изготовление скважинных штанговых насосов. Однако, эта российс­ кая компания в последнее время более внимательно присматривается к отечественным разработкам, которые наиболее полно соответству­ ют новым, осложненным условиям эксплуатации месторождений. При выполнении работ по новым видам приводов СШНУ учитыва­ ются требования по снижению эксплуатационных затрат и повыше­ нию качества изготовления. Особое внимание уделяется:

•расширению возможности приводов по обеспечению оптималь­ ных режимов добычи нефти с минимальным энергопотреблением;

•снижению затрат на обслуживание, транспортные, монтажные и ремонтные работы;

•повышению качества изготовления и эксплуатационной надеж­ ности привода и его редуктора;

•обеспечению больших удобств и безопасности в обслуживании привода;

•расширению технических характеристик приводов.

За последние несколько лет «Ижнефтемаш» разработал и начал производство широкой гаммы новых приводов, в том числе приво­ ды нового поколения типа ПНШТ, ПНШС, ПНШМ с двуплечим и ОПНШ с одноплечим балансиром. Весь ряд создаваемых приводов «пронизан» сквозной конструктивной и технологической унифика­

цией. При этом максимально используются старые, проверенные длительной практикой эксплуатации, узлы кривошипно-шатунного механизма станков-качалок типа СКб-2,1 и СКД8-3 азербайджанско­ го производства, а также приводов ПНШ бО-2,1 и ПНШ80-3. Такими узлами оснащено большинство приводов в России. Такой подход ва­ жен с позиций преемственности их обслуживания, взаимозаменяе­ мости при ремонте и отработанности технологии изготовления.

Расширение возможностей приводов по выбору эксплуатацион­ ных режимов для достижения оптимальных объемов добычи нефти при минимальных энергозатратах осуществляется за счет примене­ ния в СК трехступенчатых редукторов с различными передаточны­ ми числами, оснащения комплектом сменных шкивов, обеспечения возможности использования широкой гаммы электродвигателей по мощности и частоте вращения. Производственные мощности ФГУП «Уралтрансмаш» позволяют выпускать до 1500 приводов СШНУ в год, что обеспечивает с большим запасом все поступающие на завод заяв­ ки на станки-качалки. Для приводов скважинных штанговых насосов на ФГУП «Уралтрансмаш» разработано несколько типов редукторов.

Основной редуктор приводов с эвольвентным зацеплением имеет зубчатые колеса из легированной стали. Рабочая поверхность шестерен редуктора подвергается цементированию, закалена до высокой твер­ дости и отшлифована. Подшипники изолированы от масляной ванны

исмазываются консистентной смазкой, что повышает срок службы их

иредуктора, так как качество смазки подшипников не зависит от сте­ пени чистоты масла в ванне редуктора. Съемные шестерни входного и промежуточных валов редуктора снижают затраты на ремонт.

В2006 году на ФГУП «Уралтрансмаш» продолжаются работы по повышению допустимого крутящего момента на выходном валу ре­ дуктора за счет установки блока шестерен, изготовленного с помо­ щью электроннолучевой сварки. Это позволит использовать один унифицированный редуктор для приводов грузоподъемностью 6, 8,10,12 т, что удобно в эксплуатации. Шкивы клиноременной пере­ дачи редуктора выполнены из алюминиевого сплава, хорошо отво­ дящего тепло от клиновых ремней. Полуавтоматическое натяжное устройство клиноременной передачи позволяет быстро и качест­ венно выполнить натяжение и обеспечить продолжительный срок службы передачи. Наряду с редуктором эвольвентного зацепления спроектированы и освоены в производстве редукторы с зацеплени*

ем Новикова, имеющие более короткий цикл изготовления за счет исключения цементирования зубьев шестерен.

Широкий ассортимент приводов для СШНУ выпускают заводы АО «Редуктор» и ОАО «Мотовилихинские заводы». И если первое АО

сосредоточило свои усилия только на разработке редукторов (которые устанавливаются и на приводах других заводов-изготовителей) и ме­ ханических балансирных приводов, то «Мотовилихинские заводы», кроме механических приводов, выпускают и гидрофицированные приводы, имеющие ряд принципиальных отличий и преимуществ. К таковым относятся: отсутствие фундамента под привод, независи­ мость требуемого крутящего момента на валу приводного двигателя от длины хода точки подвеса штанг, оптимальный закон движения колонны насосных штанг, малая масса привода, удобство в регули­ ровании рабочих характеристик привода и в его уравновешивании. Однако, существующие до настоящего времени конструктивные и технологические недостатки гидрофицированного привода СШНУ, а также принципиальные отличия этого вида оборудования от широ­ ко применяемых на нефтяных промыслах механических приводов, не позволили пока завоевать «гидрокачалкам» любовь нефтяников.

Кроме указанных выше предприятий разработкой и выпуском при­ водов штанговых насосов занимаются ОАО «Сибнефтемаш» (г. Тю­ мень), ОАО «Нефтемаш» (г. Октябрьский) и некоторые другие, в том числе конверсионные, фирмы. Выпуск скважинных штанговых на­ сосов освоен на производстве в АО «Элкамнефтемаш», ПНИТИ (г. Пермь), «Аксельсон-Кубань», АО «Ижнефтемаш», «Механический за­ вод» (г. Санкт-Петербург) и некоторых других. Эти предприятия также идут по пути выпуска новых видов оборудования, не забывая, конечно, и стандартную продукцию.

Насосные штанги выпускаются в России ОАО «Мотовилихинские заводы», Очерским заводом, Серовским металлургическим заводом. К примеру, на ОАО «Мотовилихинские заводы» за последние годы проведена коренная реконструкция штангового производства. При­ обретено и успешно работает специализированное оборудование ве­ дущих мировых производителей. К числу такого оборудования следу­ ет отнести автоматизированную линию штамповки головок штанги фирмы ETCHELLS (Великобритания), имеющую автоматический контроль с обратной связью температуры нагрева и прямолинейнос­ ти заготовки. Этим устраняется влияние человеческого фактора, чем

исключается возможность появления дефектов по структуре металла, т. е. перегрева, пережога.

Термическая обработка отштампованных заготовок осуществля­ ется в проходных печах SURFACE COMBUSTION (США), обеспе­ чивающих стабильность механических (прочностных) характеристик

исохранение высокой прямолинейности штанг за счет оригиналь­ ной конструкции систем нагрева, активного контроля температуры

ивращения заготвки при ее прохождении через пространство печи

иохлаждающнго стола. Упрочняющая обработка поверхности штанг дробью осуществляется на установке ESG-DL-XS3836 (Австрия). Тех­ нологическими режимами, разработанными с помощью известной фирмы Wheelabrator Allevard, обеспечивается оптимальный уровень благоприятных для работы в условиях циклического погружения ос­ таточных сжимающих напряжений.

Механическая обработка концов и накатка резьбы штанг про­ водится на комплексе STEZI (Германия) по прогрессивной тех­ нологической схеме «неподвижная деталь — движущийся инстру­ мент». Этим обеспечивается минимальное значение несоосности ниппеля и тела штанги. Контроль параметров осуществляется на специальных стендах с помощью эталонных калибров фирмы PMF INDUSTRIES (США). Входной контроль проката осуществляется на ультразвуковых установках (диаметр, длина, локальные дефекты поверхности, включения, структура металла), разработанных и из­ готовленных в ГТУ г. Ижевска. Прокат подвергается высокоточной машинной правке на 7-валковых правильных машинах, обеспечи­ вающих требуемую прямолинейность заготовок. Насосные штанги «Мотовилихи» выпускаются следующих классов прочности: К, С, Д, Дспец, Дсупер, соответствуют требованиям российских стан­ дартов и Американского нефтяного института (API).

Предприятие может (по заказу нефтяников) поставлять насосные штанги с повышенными механическими свойствами (в 1,4 раза боль­ шими прочностными показателями, чем серийно выпускаемые штан­ ги), девятиметровые штанги и штанги категории К/Д из высоколегиро­ ванного коррозионно-стойкого проката. По заказу нефтяников разра­ ботана и запушена в производство утяжеленная штанга, применяемая при формировании «тяжелого низа» и повышающая устойчивость ра­ боты штанговой колонны в искривленных скважинах и в скважинах

связкой нефтью. Освоено производство пустотелых насосных штанг,

3.Попытки использования «старых» (не предназначенных для ин­ тенсивной добычи нефти) видов оборудования приводят к частым отказам, увеличению эксплуатационных затрат, сокращению рента­ бельности добычи нефти с помощью СШНУ.

4.В России практически нет ни одного машиностроительного комплекса, который бы поставлял скважинную штанговую насосную установку комплектно и занимался бы ее сервисом и прокатом.

Пути решения этих проблем:

—Постулат о возможности применения СШНУ только при малом дебите совершенно неверен, что многократно было доказано, и не толь­ ко практикой добычи нефти в США (дебиты до 200—300 тонн/сутки), но и эксплуатацией такого, например, месторождения, как Тарасовское (ОАО «Пурнефтегаз»). Применение на средне- и высокодебитных сква­ жинах этого месторождения установок ЭЦН в 1996—1999 гг. не оправда­ ло себя, т. к. высокие температуры откачиваемой жидкости и высокие значения свободного газосодержания приводили к быстрому выходу оборудования из строя. Тогда ставка была сделана на СШНУ. Применя­ лось как отечественное (станки-качалки типа СК8 и СКД8, УФ8), так и импортное (станки-качалки Ш2, Mark II) наземное оборудование. Ис­ пользовались зарубежные и отечественные штанги и скважинные на­ сосы, а также оригинальные, разработанные сотрудниками ОАО «Пур­ нефтегаз», скважинные газовые сепараторы. При этом глубины подве­ сок насосов достигали 2200 м, условные диаметры скважинных насосов

—57 мм, дебиты — 60—70 куб. м/сутки. Необходимо отметить, что в рассматриваемый период цена на нефть была в 4—6 раз меньше, чем в настоящее время, однако указанное оборудование работало с большим экономическим эффектом. Современное состояние с ценами на нефть и возможностями отечественной (в частности, конверсионной) про­ мышленности в применении высококачественных материалов и новых конструкторских разработок позволяет уверенно говорить о том, что СШНУ могут применяться для добычи нефти с дебитами до 90—110 куб. м/сутки с глубин в 2000 м. При этом нагрузка на головку балансира не превысит величин в 120-130 кН (12—13 тонн), а максимальные приве­ денные напряжения в колонне штанг составят 130-140 МПа.

—«Инерционность» наземного оборудования СШНУ можно ком­ пенсировать более точными знаниями о возможности оптимизации той или иной скважины. Это может быть обеспечено комплексны­ ми исследованиями скважин, в частности, с помощью передвижной

автономной качалки (например, передвижной буксируемый привод штанговых глубинных насосов ПШГНТ ПБ 10-3-5500 УФГП «Уралтрансмаш»), которая обеспечит пробную эксплуатацию скважины с различными режимами откачки. Другим вариантом уменьшения «инерционности» приводов СШНУ и возможности быстрой смены оборудования на скважине может быть признан вариант использо­ вания новых разработок — гидрофицированных станков-качалок (ПГМЗ-02 ОАО «Мотовилихинские заводы»), не требующих мощных громоздких фундаментов (они опираются на колонную головку самой скважины) и имеющих малую массу.

—Стремление сэкономить на приобретении нового оборудования для СШНУ (использование старых станков-качалок, отработавших свой ресурс насосных штанг и штанговых насосов) не может поз­ волить увеличить глубины подвесок и дебитов насосных установок. Этому оборудованию в старых рамках бы продержаться. В существу­ ющих и достаточно широко распространенных программах подбора скважинных насосных установок («Автотехнолог», «Насос», «Сири­ ус» и т. д.) даже есть понятие «допустимые нагрузки» или «допусти­ мые приведенные напряжения» старых или бывших в употреблении насосных штанг. Эти величины, как показали исследования, в 1,5— 2,5 раза меньше, чем соответствующие показатели для новых штанг. Поэтому требовать от этого вида оборудования увеличения рабочих нагрузок, с чем однозначно будет связана интенсификация добычи нефти, невозможно. Справедливости ради надо заметить, что такое же положение характерно и для других установок: глупо было бы требовать от установки ЭЦН5-50-1500 с двигателем ПЭД117-32В5 и кабелем КПБП 3x16 добывать 80 куб. м/сутки с динамического уров­ ня 2000 м из высокотемпературной скважины!

—Нарекания нефтяников в свой адрес машиностроители, выпус­ кающие отдельные виды нефтепромыслового оборудования, обычно стараются отмести, ссылаясь на различные причины, в первую очередь на неправильную работу или низкое качество других комплектующих установок. Например, изготовители насосных штанг ссылаются на плохое качество скважинных насосов (низкие коэффициенты напол­ нения, «сухое» трение, заедание плунжера и т. д.), на «неправильный» закон движения точки подвеса колонны насосных штанг из-за плохой конструкции или плохой балансировки станка-качалки и т. д. Все это уже проходили нефтяники при работе с УЭЦН. Положение карди­

нально поменялось после того, как нефтяниками было принято реше­ ние о комплектных закупках оборудования. Это привело к тому, что производители стали готовить к поставке не один вид оборудования а целый комплекс. На выпуск комплектных (комплексных) установок перешли практически все ведущие российские фирмы-изготовители УЭЦН. В такую комплектную установку входят погружной электро­ двигатель с гидрозащитой, электроприводной центробежный насос газосепаратор или газосепаратор-диспергатор, клапанный узел, ка­ бельная линия с термостойким удлинителем, станция управления дополнительное оборудование. Теперь поставщик отвечает за весь комплекс в целом и ссылаться на кого-то уже нет смысла.

— Кроме того, эти же фирмы провели огромную работу по созда­ нию сети сервисных центров и служб, обеспечивающих поставку, об­ служивание, ремонт оборудования, а зачастую — проведение работ по внедрению и выводу на режим скважинных насосных установок. По подобному пути надо идти и производителям СШНУ.

В связи с изложенным выше можно сделать вывод о том, что ситуа­ ция с уменьшением потребности нефтяников вскважинных штанговых установках имеет две основные причины: нефтяники не верят в быст­ рую окупаемость существующих видов этого оборудования и не хотят рисковать своими деньгами; предприятия нефтяного машиностроения боятся вкладывать деньги в новые разработки и новые технологии со­ здания и сервиса СШНУ. Решение проблемы расширения объемов уве­ личения применяемости последних и расширение их номенклатуры на месторождениях России в ближайшие годы маловероятно.

1.6. Оборудование для эксплуатации скважин бесштанговыми насосами

При механизированной эксплуатации скважин на объектах нефте­ добычи наряду с насосной штанговой и газлифтной эксплуатацией широко используются погружные бесштанговые насосы: центробеж­ ные, винтовые, электродиафрагменные и гидропоршневые электроприводные насосы. Краткая информация по установкам электроприводных насосов представлена в данном параграфе справочника.

Установки электроприводных центробежных насосов. Для эксплуа­ тации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных, на промыслах, как указано ранее, применяются установки электроприводных центробежных насосов. Добывные воз­

можности данных установок значительно выше штанговых. Установка (рис. 1.4) состоит из погружного насосного агрегата (насос и двигатель), кабельной линии и наземного оборудования (трансформатор и комп­ лектное устройство или подстанция трансформаторная комплектная). Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и пода­ ет ее на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб.

Насос — погружной центробежный. Двигатель — погружной трех­ фазный асинхронный маслонаполненный с короткозамкнутым рото­ ром. Направление вращения вала погружного агрегата, если смотреть на него сверху — по часовой стрелке. Кабельная линия обеспечива­ ет подвод электроэнергии к погружному электродвигателю. К пог­ ружному агрегату и к колонне насосно-компрессорных труб кабель крепится металлическими поясами. Зашита кабеля, расположенного вдоль погружного агрегата, обеспечивается специальными ребрами, установленными на модулях насоса.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем на фланце обсадной колонны, герметизацию труб и кабеля, а также отвод жидкости в выкидной тру­ бопровод. Комплектная трансформаторная подстанция (трансформа­ тор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах погружного электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле, а также обес­ печивает управление работой насосного агрегата установки и его за­ щиту при аномальных режимах.

Установки, предназначенные для откачки пластовой жидкости с повышенным содержанием газа, комплектуются модулями насосны­ ми — газосепараторными.

Установкам электроприводных центробежных насосов для добы­ чи нефти и их применению в целом посвящена данная публикация. Виды оборудования, входящего в состав установок ЭЦН (погружные электродвигатели с гидрозащитой, насосы и газосепараторы, кабели и кабельные линии), а также некоторые проблемы при добыче нефти и пути их решения подробно рассматриваются в ряде последующих глав данного справочника.

Система токоподвода установок ЭЦН и устройства управления. Элек­ троэнергия подается к погружному электродвигателю в большинстве случаев от промысловой сети напряжением 380 В. Мощные установки питаются от сети напряжением 6000 В. Система токоподвода состоит

А - А

Рис. 1.4. Установка электроприводного центробежного насоса:

/ —электродвигатель; 2 - гидрозащита; 3 —насос; 4 - кабельная линия; 5 - комплект­ ное трансформаторное устройство; 6 —клапан спускной; 7 - пояс; 8 —труба насосно­ компрессорная; 9 —оборудование устья скважины; 10—выносной пункт подключе­ ния кабеля; 11 - клапан обратный; 12 - газосепаратор; 13 - обсадная колонна; L,D —длина и диаметральный габарит насосного агрегата

из станции управления, повышающего трансформатора и кабеля. Станция управления позволяет осуществить ручной и автоматичес­

кий запуск установки и ее остановку. При некоторых аварийных режи­ мах станция управления автоматически отключает электродвигатель: при коротком замыкании в кабеле или двигателе, перегрузке двигателя (с выдержкой времени), значительной недогрузке двигателя, отклю­ чении напряжения в питающей сети (с последующим автоматическим запуском при подаче напряжения), недопустимом снижении сопро­ тивления изоляции системы кабель-двигатель. При электродвигателях мощностью от 28 до 100 кВт в качестве станции управления применя­ ется комплексное устройство ШГС5804, а при мощности свыше 100 кВт — комплексное устройство КУПНА-79. Комплексное устройство ШГС5804 выполняется в металлическом шкафу одностороннего об­ служивания с отсеком высокого напряжения (при напряжении выше 1000В). Комплексное устройство КУПНА-79 имеет шкаф двухсторон­ него обслуживания. Вероятность их безотказной работы — не менее 0,8 при наработке не менее 16500 ч., срок службы до списания — 16 лет.

Электродвигатели изготовляются на напряжение от 470 до 2300В. Трансформаторы выполняются с естественным масляным охлаждением (циркуляция масла — безнасосная). Они предназна­ чены для установки на открытом воздухе. На высокой стороне об­ моток трансформатора имеется 5—10 ответвлений (отпаек), обес­ печивающих подачу номинального напряжения на электродвига­ тель с учетом снижения напряжения в длинном кабеле. Например, у одного из трансформаторов мощностью 100 кВА отпайки даны на напряжения 1170, 1108, 1045, 983 и 920 В. Масло, заполняющее трансформатор, имеет электрическую прочность 40 кВ/мм. В шиф­ ре трансформатора, например, ТМПН 100/3-73ХЛ1 приняты сле­ дующие обозначения: Т — трехфазный; М — маслозаполненный с естественной циркуляцией масла; ПН — для погружных насосов; 100 — номинальная мощность трансформатора, кВА; 3 — класс напряжения обмотки высокой стороны; 73 — год выпуска; ХЛ — климатическое исполнение (для макроклиматических районов с холодным климатом, при умеренном климате — У1; 1— категория размещения (для работы на открытом воздухе) [50].

Устройства управления УЭЦН изготавливаются различных типов, которые определяются системой энергоснабжения скважины, мощ­ ностью управляемого электродвигателя, климатическим исполнени-

к«>

ем к количеством управляемых насосных установок и выпускаются в соответствии со следующими нормативными документами:

>&тройства комплектные серии ШГС 5805 ТУ УЗ. 18-002-1652-006-95; Устройства комплектные серии ШГС 5806 ТУ 16-90 ИН-

БЮ.674591.077 ТУ; Комплектные устройства серии КУПНА-83ТУ УЗ. 10-00216852-

017-98:

Станция управления погружным электроцентробежным насосом СУПЭН У1 ТУ 3430-007-00110473-96;

Станция управления электродвигателями погружных насосов и станков-качалок типа СУРС 1 ТУ 3416-001-10489924-97;

Комплектные трансформаторные подстанции серии КТППН ТУ 16-530.292-83;

Комплектные трансформаторные подстанции для кустов скважин серии КТППН КС ТУ 16-674.055-85.

При комплектной поставке УЭЦН отдельные изготовители пог­ ружного оборудования комплектуют установки устройствами управле­ ния собственной разработки и изготовления. Подобная комплектация обеспечивается ОАО «Алнас», ОАО «Борец». При комплектной постав­ ке УЭЦН из Пермского края (ЗАО «Новомет-Пермь») в большинстве случаев установки оснащаются устройствами управления производс­ тва ЗАО «Нефтяная электронная компания» [133]. Подробно харак­ теристики оборудования, входящего в устройства управления УЭЦН, рассмотрены в ряде публикаций [50, 101], и в данной книге представ­ лены только сведения по кабелям силовым для питания ПЭД.

Обратный клапан исключает возможность обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости, остающейся в колонне НКТ при остановках, и облегчает повторный запуск насосного агрегата. Клапан ввинчивается в модуль — головку насоса и расположен между насосом и насосными трубами. При на­ личии обратного клапана обеспечивется удержание жидкости, нахо­ дящейся в НКТ. Жидкость создает определенное давление и облегчает запуск электронасоса. Если при этом закрыть еще и задвижку на устье скважины, то перегрузка двигателя во время пуска будет сведена к ми­ нимуму, как по величине, так и по времени.

Клапан собирается в специальном стальном патрубке, имеющем резьбу в верхней и нижней частях для соединения с элементами обо­ рудования УЭЦН. Содержит стальной шар, плотно прилегающий к

притертой поверхности специального седла для шара; специальную гайку, закрепляющую седло в патрубке, снабженную шпилькой, огра­ ничивающей подъем шара при работе насоса.

Сливной клапан. Эксплуатация погружного электронасоса без обратного клапана считается ненормальной и даже опасной. Од­ нако, при наличии обратного клапана усложняется подъем насос­ ных труб: при подъеме и их развинчивании нефть, разливаясь, бу­ дет попадать на мостки, инструмент, одежду работающих, ухудшая условия работы и увеличивая опасность для рабочих. При этом присутствие жидкости увеличивает вес поднимаемой колонны и может привести к снижению скорости подъема.

Для устранения перечисленных ненормальностей применяется сливной клапан, который представляет собой патрубок, напомина­ ющий собой цилиндрическую соединительную муфту с двухсторон­ ней внутренней конусной резьбой, соответствующей определенно­ му размеру насосных труб. В среднюю ненарезанную часть патрубка вворачивается специальный штуцер, выступающий внутри цилиндра. Сливной клапан монтируется над обратным клапаном и перед тем, как приступить кдемонтажу установки ЭЦН из скважины в насосные трубы сбрасывается металлический стержень. Последний свободно падая в трубах ударяется о выступающий внутрь труб конец штуцера и отламывает его по специальной линии подреза, открывая отверстие для слива жидкости из насосных труб.

Использование сливного клапана позволяет освободить насосные трубы от жидкости и производить их подъем без указанных выше не­ удобств. При последующем спуске установки в скважину сломанный штуцер заменяют новым. В регионах, где для очистки НКТ от осаж­ дающегося из нефти парафина применяются скребки, опускаемые на проволоке, над спускным клапаном предусматривают специальный предохранитель, предназначенный для предотвращения возможного падения скребка к насосу и слом им штуцера. Падению стержня этот предохранитель не препятствует.

Сведения о фонде скважин, эксплуатируемых с применением УЭЦН и другого оборудования, степени распространенности различ­ ных способов добычи нефти в бывшем СССР и в Российской Феде­ рации представлены в табл. 1.3 [50,53]. Информация о действующем фонде нефтяных скважин в ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» на 01.01.2005г. дана в табл. 1.4 [58].

Установки электроприводных винтовых насосов (УЭВН). Как уже было сказано ранее, более половины запасов нефти в России отно­ сятся к трудноизвлекаемым и при этом значительную долю составля­ ют высоковязкие нефти. Увеличился удельный вес месторождений с низкими дебитами скважин. При эксплуатации подобных месторож­ дений использование традиционных технических средств механизи­ рованной добычи нефти (штанговые скважинные насосы, центро­ бежные бесштанговые насосы, газлифт) малоэффективно.

Многолетний опыт эксплуатации насосов с погружными электро­ двигателями показал, что винтовые насосы являются одним из наибо­ лее эффективных средств механизированной добычи высоковязких нефтей. При необходимости они могут применяться и для добычи нефти обычной вязкости и газосодержания. Максимальный эффект от применения установок достигается на месторождениях с низким коэффициентом продуктивности пласта, большим содержанием газа при высоком давлении насыщения, высокой вязкости нефти в плас­ товых условиях. Установки типа УЭВН используются в следующих условиях:

•Температура пластовой жидкости достигает 70°С;

•Максимальная вязкость пластовой жидкости составляет 1 • 10'3 м2/с;

•Концентрация механических примесей не более 0,4 г/л;

•Объемное содержание свободного газа на приеме насоса не более

50%.

Установки могут эксплуатироваться в более неблагоприятных усло­ виях (повышение содержания механических примесей, обводненнос­ ти, газосодержания и температуры перекачиваемой жидкости), но при этом ресурс насоса заметно снижается из-за износа рабочих органов. Комплектовка оборудования в скважине и ее устье при эксплуатации установками электроприводного винтового насоса аналогична компа­ новке при использовании установок электроприводного центробежно­ го насоса. В России винтовые насосы для УЭВН серийно выпускаются ОАО «Ливгидромаш». Технические характеристики установок даны в таблице 1.5 [50]. Высокая эффективность применения электропривод­ ных винтовых насосов подтверждена при эксплуатации месторожде­ ний с вязкой нефтью, таких как Нурлатское («Татнефть»), Усинское («Коминефть») и др. Из действующего фонда нефтяных скважин в НК «ЛУКОЙЛ» по состоянию на 01.01.2005 г. установки ЭВН применялись на 624 скважинах, что составляет 3% от общего количества.

♦Установки могут быть укомплектованы электродвигателем соответственно мощностью 22 и 32 кВт.

♦♦Для установок с электродвигателем мощностью 22 и 32 кВт соответственно 39,5 и 46,4%.

♦♦♦Для установок с электродвигателем мощностью 22 и 32 кВт соответственно 10671 и 13071 мм.

колонны обсадных труб не менее 121,7 мм; 12,5 — подача, м3/сут.; 800 — напор, м; ВПОО — вариант поставки; 1,6 верхний предел из­ мерения манометра электроконтактного, МПа.

Погружной диафрагменный электронасос спускается в скважи­ ну на НКТ условным диаметром 42, 48 или 60 мм. Для увеличения объема кольцевой шламовой камеры у шламовых труб первая труба над электронасосом должна иметь диаметр 60 мм. Между первой и второй трубами устанавливается сливной клапан. Питающая ка­ бельная линия крепится к трубам поясами по мере спуска, а на по­ верхности скважины соединяется с комплектным устройством или с разъединительной коробкой системы электрооборудования, обес­ печивающей предупреждение попадания нефтяного газа по кабелю в комплектное устройство. На поверхности скважины располагает­ ся устьевое оборудование в конструктивном исполнении в зависи­ мости от конкретных условий эксплуатации. Устьевое оборудование соединяется с наземным трубопроводом при помощи специального отвода. Во избежание обратного движения откачиваемой жидкости из наземного трубопровода в НКТ отвод снабжается обратным кпа паном.

Таблица 1.6

*В номинальном режиме при перекачивании электронасосом воды плотностью

1000кг/мЗ с температурой 45 оС при напряжении сети 350В и частоте тока 50 Гц.