1.7.Устьевое оборудование

Впроцессе строительства скважины на ее устье устанавливается обо­ рудование для обвязки обсадных колонн — колонные головки двух ти­ пов: однофланцевая, соединяемая с обсадной трубой на резьбе, свар­ кой или другим способом; двухфланцевая, имеющая верхний и ниж­ ний фланцы. Колонные головки являются необходимым элементом конструкции скважины и предназначены для подвески последующей обсадной колонны, герметизации и контроля давления в кольцевом межтрубном пространстве, а также являются несущей конструкцией, принимающей на себя в процессе бурения скважины вес блока пре­ венторов и бурильной колонны при ее подвешивании на плашки; при заканчивании — вес незацементированной части обсадных колонн и фонтанной арматуры с обвязкой. Соединение колонных головок между собой, установка противовыбросового оборудования (блока превенто­ ров) или фонтанной арматуры без дополнительных переходных деталей осуществляется посредством фланцевых соединений. Подробно сведе­ ния об устьевом оборудовании при различных способах эксплуатации месторождений и изготовителях подобного оборудования рассмотрены

впубликации [103] по ремонту нефтяных скважин.

Устье скважин для эксплуатации установками ЭЦН оборудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для пропуска и герметизации кабеля кабельной линии (типа АФК 1Э, либо специальным оборудованием). Многие российские фирмы вы­ пускают оборудование устья скважины типа ОУЭН (рис. 1.6)

Крестовик 1, соединенный с обсадной колонной, имеет разъем­ ный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом располо­ жено резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5, Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7.

Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Все основные узлы оборудования устья унифици­ рованы с узлами фонтанной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок, что существенно упрощает комплектацию обору­ дования устья и его эксплуатацию. Рабочее давление, на которое рас­ считано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, диаметр условного прохода запорных органов — 65 мм. Выпускаются модификации обору­ дования для умеренного (исполнение У) и холодного климата (ХЛ).

ГЛАВА 2. ОСНОВЫ СОЗДАНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ УСТАНОВОК ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

В настоящее время в связи с острой конкуренцией российских и зарубежных разработчиков и производителей, в связи с изменяющи­ мися условиями эксплуатации наблюдается интенсивное техничес­ кое развитие установок погружных лопастных насосов для добычи нефти. Модернизируются существующие конструкции, разрабаты­ ваются новые.

Для определения эффективных направлений развития целесооб­ разно учитывать полученные к настоящему времени закономерности и возникшие проблемы, описание которых приведены в этой главе.

2.1. Исторический очерк*

Установки погружных лопастных*** насосов стали в настоящее вре­ мя в РФ основным оборудованием для добычи нефти. Основными уз­ лами установки являются погружные лопастные насосы и погружные двигатели.

Идея лопастного насоса, предположительно, принадлежит Ле­ онардо да Винчи. Первые лопастные (центробежные) насосы были созданы в разных странах в XVIII и XIX веках. В России в 1838 г. ин­ женер Саблуков А. А. успешно использовал в качестве центробежного насоса изобретенный им ранее центробежный вентилятор.

История появления погружного двигателя в погружных центро­ бежных установках такова.

Во время первой мировой войны в г. Екатеринославе (г. Днепро­ петровск) в небольшой мастерской одного из заводов оборонной про­ мышленности, впервые в мире было организовано изготовление пог­ ружных электродвигателей в качестве привода бура для нужд армии.

Изготовление погружного двигателя велось по идее выпускника Петроградского политехнического института Армаиса Арутюнова.

•Использованы материалы Богданова А. А. — основателя и первого руководителя ОКБ БН с 1950 по 1975 годы, а также Филиппова В. Н. — ведущего специалиста ОКБ БН в 1980-е годы.

**В настоящее время в аналогичных насосах используются центробежные, диа­ гональные, центробежно-вихревые насосы, поэтому для этих насосов корректно применение обобщенного термина лопастные.

Применение установок погружных центробежных насосов (УЭЙН) в нефтедобывающей промышленности нашей страны начало^ во время Великой отечественной войны в 1943 г., когда из США по л^ндлизу были получены 53 установки фирмы REDA.

А первая отечественная УЭЦН с насосом ЭН-700-300 (номиналь­ ная подача 700 м3/сут, напор 300 м), созданная ОКБ БН в рекорДно короткие сроки, была спущена 20 марта 1951 г. в скважину NQ1В/П треста «Октябрьнефть» объединения «Грознефть».

Особенности разработки нефтяных месторождений нашей страны, состоящие в относительно высокой продуктивности скважин, высо­ ких темпах разработки, относительно большой кривизне скважин, на­ личии мощных систем поддержания пластового давления, потребных больших напорах и подачах, способствовали быстрому распростране­ нию этого вида механизированной нефтедобычи (рис. 2.1).

В 2005 г. из более 50 тыс. скважин с помощью УЭЦН было добыто 331 млн тонн, что составило 70% всей добычи нефти РФ.

Весьма символично, что именно на Родине изобретателя его твор­ чески развитые идеи получили наиболее широкое применение. Р°с_ сийская индустрия в настоящее время является одним из мировых лидеров по объемам производства УЭЦН.

Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти, кро­ ме нашей страны, применяются в США, Канаде, Мексике, Аргенти­ не, Венесуэле, Малайзии, Австрии, Румынии, Болгарии и ряде других стран. Однако производство этого оборудования освоено лишь в РФ, США и Китае.

Взарубежных странах, кроме уже упомянутой фирмы REDA PUMPS Со, входящей в компанию Schlumberger, разработку и про­ изводство установок погружных центробежных насосов производят фирмы Centrilift и ODI, входящие в компанию Baker Hughes, а также фирма ESP (компания Wood Group Inc).

Внастоящее время добыча нефти в РФ производится в основном установками российского производства (85%). Много российских предприятий вовлечены в разработку и производство УЭЦН.

Основными разработчиками, изготовителями полнокомплектных установок УЭЦН в РФ являются:

Альметьевский завод погружных электронасосов ОАО «АЛНАС»;

—ООО ПК «Борец», в который входит ОАО «Лемаз»;

—ЗАО «Новомет-Пермь».

В РФ установки погружных лопастных насосов выпускаются на номинальные подачи от 15 до 4000 м3/сут и напоры до 3650 м. Они предназначены для откачки пластовой жидкости из скважин от 4 до 8 дюймов.

2.2. Описание установки

Типичная установка погружного лопастного насоса (рис. 2.2) в на­ стоящее время состоит из погружного насосного агрегата и кабель­ ной линии, спускаемых в обсадную колонну на насоснокомпрессор­ ных трубах (НКТ), и наземного оборудования (станции управления, трансформатора), которое размещают у устья скважины [22].

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электро­ двигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают об­ ратный и сливной клапаны.

Погружной насос представляет собой многоступенчатый насос, состоящий из входного модуля и модуль-секций. На входе насоса в случае откачки пластовой жидкости с повышенным газосодержанием может быть установлен газосепаратор или диспергирующее устройство.

При повышенном содержании мехпримесей воткачиваемойжидкос­ ти возможна установка фильтра вместо входного модуля или установка ниже электродвигателя сепаратора мехпримесей с накопителем.

Для эффективной эксплуатации установки погружного лопастно­ го насоса, в НКТ вблизи выкида погружного насоса устанавливают обратный и спускной клапаны, а также возможна установка перепус­ кного клапана на устье, соединяющего затрубное пространство с на­ гнетательной линией, или на некоторой глубине от устья для соедине­ ния затрубного пространства с НКТ.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружно­ го агрегата в настоящее время российские изготовители и пользователи разделяют их на 8 условных групп: 4 ,5 ,5А, 6 ,6А, 7 ,7А, 8 (табл. 2.1).

Таблица 2.1