книги / Повышение энергоэффективности добычи нефти

колеса диаметром 74 мм. Внутренний диаметр винтовой расточки в обойме равен 74,5 мм, наружный диаметр расточки (по впадинам канавок) – 88 мм.

Меняя конструкцию ротора, можно добиваться нужной характеристики. Лабиринтно-винтовой насос можно использовать как насос с реверсивным потоком, у которого можно изменять направление движения подаваемой жидкой среды на противоположное. Серия испытаний позволяет оценить, как влияют на характеристику насоса изменение числа лопастей рабочего колеса и другие геометрические параметры ротора и статора ступени. Результаты испытаний лабиринтно-винтовых насосов

сусовершенствованной конструкцией, позволяющей повысить напорность и КПД ступени, представлены на рис. 16.

Экспериментальные исследования показали, что в лаби- ринтно-винтовых насосах массу ротора можно уменьшить заменой шнека на набор установленных на вал лопастных колес, чередующихся со сплошными дисками. Использование составного ротора существенно расширяет возможности регулирования ла- биринтно-винтового насоса. На основе новой конструкции могут быть разработаны насосы или диспергаторы, работающие

сповышенной частотой вращения и обладающие повышенными добычными возможностями.

Компанией Baker Hughes разработаны две разновидности установок винтовых насосов LIFTEQ™ – с погружным (УЭВН) и поверхностным (штанговым) приводом (УШВН), диапазон применения которых по производительности находится в пределах от 2 до 600 м3/сут, по депрессии – от 45 до 245 атм и по рабочим температурам – от 0 до 148 °С; наружный диаметр винтовой пары

– от 73 до 130 мм.

Область наиболее эффективного применения УШВН довольно широка:

–узкие колонны (наружный диаметр винтовой пары 73– 130 мм);

–низкодебитный фонд (устойчивая работа от 2 м3/сут);

–высоковязкие флюиды;

52

elib.pstu.ru

–высокие значения выноса мехпримесей (свыше1 г/л);

–высокий газовый фактор Гф, (в том числе спуск ниже интервала перфорации);

–солеотлагающий фонд.

При этом очевидное преимущество УШВН состоит в значительном сокращении энергопотребления, а также капитальных затрат (табл. 6).

В настоящий момент в России и Казахстане работают более

500 установок производства Baker Hughes (Centrilift), постав-

ленных компанией «Кана-росс» (рис. 17). Средний МРП составляет около 500 сут, тогда как основной причиной отказа становится износ штанг. Отказы же по самим винтовым парам не превышают 8 % от общего числа отказов (рис. 18). И это наблюдается в тех скважинах, где наработка на отказ УЭЦН в основном не превышает 200 суток.

Существенное преимущество УЭВН по сравнению с УШВН состоит в отсутствии необходимости использования штанг и, как следствие, более широких возможностях использования в искривленных, а также горизонтальных скважинах. За счет отсутствия колонны штанг также снижаются потери на трение при подъеме жидкости на поверхность.

53

elib.pstu.ru

УЭВН находят эффективное применение в довольно широком диапазоне условий:

–высокий Гф (до 50 % свободного газа на приеме без сепарирующих устройств);

–повышенная вязкость флюида;

–повышенное содержание мехпримесей (более1 г/л);

–необходимость снижения энергопотребления;

–искривленные и горизонтальные скважины;

–риск повышенного износа штанг;

–возможность использования НКТ большего диаметра;

–необходимость снижения потерь на трение.

Рис. 17. Внедрение УШВН Baker Hughes в России

В 2011 г. выполнен ряд внедрений УЭВН Baker Hughes на территории РФ, а также проведено несколько опытнопромысловых исследований с целью определения критерия применимости данных систем. Одна установка смонтирована на Русском месторождении (Н.Уренгой), в скважине с вязкостью продукции около 500 сПз; еще четыре УЭВН готовятся к эксплуатации на Ваньеганском месторождении (Радужный) в условиях КВЧ до 10 г/л и Гф до 300 м3/м3; один УЭВН работает на малодебитном фонде (3–8 м3/сут) «РН-Юганскнефтегаза».

54

elib.pstu.ru

вание. ПЭД вращает винт насоса, при этом в раскрывающейся нижней части рабочей камеры, между винтом и окружающей его обоймой, создается разрежение, в результате чего в камеру поступает пластовая жидкость, которая при продвижении вдоль винта сжимается и поступает по НКТ на поверхность [56].

Недостатком работы винтового насоса является образование низкого давления на входе в погружной насос. При заполнении рабочих камер за счет создаваемой разницы давлений перед входом в погружной насос и в камере пластовая жидкость не успевает заполнять камеру, вследствие этого происходит срыв подачи. Кроме того, имеющиеся осложняющие факторы требуют особого подхода к подбору материала для обоймы винта, при наличии механических примесей происходит интенсивный ее износ, что снижает межремонтный период работы установки.

Встатье [11] предлагается способ добычи нефти (Патент РФ

№2296211 [42]) с использованием погружного пластинчатого насоса, позволяющего отбирать пластовую жидкость без создания областей пониженного давления на входе в насос.

Это обеспечивается за счет расположения концов пластин непосредственно в окружающей пластовой жидкости, что исключает ее расширение на входе в погружной пластинчатый насос, разгазирование, а также возникновение кавитации.

Поскольку работа погружного пластинчатого насоса сводится только к перемещению пластовой жидкости из окружающего насос пространства с последующим ее сжатием, нет необходимости в заполнении рабочих камер за счет создаваемой разницы давлений перед входом в погружной насос и в камере, что предотвратит срыв подачи насоса.

На рис. 19, а представлена общая схема оборудования для добычи нефти с использованием установки пластинчатого насоса; на рис. 19, б – поперечный разрез пластинчатого погружного насоса и разрез по сечению А–А. Предлагаемый способ добычи нефти включает использование колонны НКТ 1, подвешенного на них погружного пластинчатого насоса 2, ПЭД 3 и устьевого оборудования 4.

56

elib.pstu.ru

ные в нижней части корпуса и верхней крышке, которая поджимается головкой. Выход пластин из радиальных пазов ротора при прохождении проемовограниченбуртиками19.

Погружной электродвигатель 3 вращает ротор 9 с пластинами 11. Последние перемещают окружающую погружной насос пластовую жидкость в полость А статора 7, сжимают ее

инагнетают через окна 8 и нагнетательные каналы 6 в НКТ 1. При этом расширения пластовой жидкости на входе в погружной пластинчатый насос 2 не происходит.

Пластины 11 постоянно поджаты к стенкам статора 7 и буртикам 19 за счет центробежной силы и силы гидростатического давления пластовой жидкости через несквозной осевой канал 17

ирадиальные отверстия 18. Из-за отсутствия всасывающих камер между пластинами 11 работа погружного пластинчатого насоса сводится только к процессу нагнетания, что позволит расширить область его применения по вязкости и газосодержанию пластовой жидкости.

Использование предлагаемого способа добычи нефти позволит обеспечить отбор высоковязкой пластовой жидкости, жидкости с высоким содержанием газа и механических примесей, облегчить вывод на режим скважин после бурения. Небольшиегабариты насоса дают возможность использовать его в скважинах с высоким темпом набора кривизныи горизонтальных скважинах.

2.3. Совершенствование конструкции скважинной штанговой насосной установки (УСШН)

Ресурс работы скважинного оборудования УСШН тем выше, чем меньше частота качаний привода. При сохранении производительности и без ухудшения условий работы скважинного оборудования это достигается применением длинноходовых режимов откачки. При реализации таких режимов основными недостатками балансирных приводов СШН являются резкое увеличение габаритов, массы и крутящего момента редуктора. Указанных недостатков лишены безбалансирные приводы с реверсирующим редуцирующим преобразующим механизмом (РПМ), получившие название «цепные приводы» (ПЦ) [8]. Их

58

elib.pstu.ru

применение имеет следующие преимущества при эксплуатации скважин по сравнению с балансирными:

–постоянная скорость движения штанг на преобладающей части хода в 1,6–1,7 раза меньше, чем у балансирных аналогов;

–редуктор характеризуется меньшими в 5–8 раз передаточным отношением и крутящим моментом;

–меньшая зависимость полной массы и габаритов привода от длины хода;

–обеспечение тихоходных режимов откачки в широком

диапазоне изменения скорости без усложнения конструкции

иснижения КПД механизма;

–снижение динамических и гидродинамических нагрузок на штанги и привод, сокращение числа аварий со штангами, уменьшение износа штанг и труб, увеличение коэффициента наполнения насоса, улучшение показателей при откачке продукции с повышенным газосодержанием и высокой вязкостью;

–сокращение энергетических затрат на подъем продукции из скважин;

–повышение коэффициента использования мощности за счет обеспеченияравномернойзагрузкиэлектродвигателя привода.

Действующий фонд ОАО «Татнефть» на конец 2011 г. составлял 20246 скважин, из которых 84 % эксплуатируются уста-

новками скважинных штанговых насосов (УСШН). При этом малодебитные (с дебитом жидкости 5 м3/сут и менее) скважины составляют примерно 30 % действующего фонда.

В ОАО «Татнефть» создан параметрический ряд ПЦ СШН с максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг (далее грузо-

подъемность) от 40 до 120 кН, с длиной хода от 2,1 до 7,3 м, максимальной теоретической подачей от 19 до 161 м3/сут [49]. В основу параметрического ряда приводов положена типизация условий эксплуатации добывающих скважин. Усредненные по горизонтам показатели эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть» приведены в табл. 7,8 [48], технические характеристики разработанных цепных приводов – в табл. 9. Конструкции за-

щищены патентами на изобретения Российской Федерации и Республики Казахстан [36, 39, 41].

59

elib.pstu.ru

Таблица 7 Показатели эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть»

elib.pstu.ru