Оборудование устья скважин, оборудованных УЭЦН

В последние годы проведены работы по усовершенствова­нию оборудования устья скважины, оборудования для спускоподъемных работ и транспортировки узлов установок ЭЦН.

Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу про­дукции, регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций.

Устье скважины для эксплуатации установками ЭЦН обо­рудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специ­альной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии, либо специальным оборудованием.

Так ТатНИИнефтемаш разработал оборудование устья типа ОУЭН (рис. 6.11).

 

Крестовик 1, соединенный с обсадной колонной, имеет разъ­емный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом расположено 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. Об­ратный клапан предназначен для отвода затрубного газа в линию нефтесбора. Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтанной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок, что существенно упрощает комплектацию оборудования устья и его эксплуатацию. Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, давление, на ко­торое рассчитан устьевой сальник - 4 МПа, диаметр условного прохода запорных органов - 65 мм.

Наиболее распространенным способом уплотнения кабелей в устьевой арматуре скважин является их заделка с помощью резиновых сальниковых уплотнителей (шайб).

Уплотнение российских кабелей производится по изоля­ции токопроводящих жил, уплотнение кабелей иностранных фирм - по оболочкам жил или по общим шланговым оболоч­кам (в зависимости от конструкции кабелей). Данный способ трудоемок и не исключает деформацию изоляции и оболочек жил кабелей.

Рядом ведущих фирм мира разработаны и успешно экс­плуатируются узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважин, представляющие собой разъемные герметические соединения концов основного кабеля кабельной линии и пи­тающего наземного кабеля.

Пункты подключения кабельных линий (так называемые "клеммные коробки") устанавливаются между устьем скважи­ны и наземным электрооборудованием УЭЦН таким образом, чтобы соединить наземный питающий кабель с основным кабелем.

УЭВН

Винтовой насос представлен на рис. 6.19 и состоит из ро­тора (рис. 6.19, а) в виде простой спирали (винта) с шагом l_р и статора (рис. 6.19, б) в виде двойной спирали с шагом l_с, в два раза превышающим шаг ротора, т.е.

l_с = 2l_р(6.2)

На рис. 6.19 в схематично показана часть винтового насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являются диаметр ротора D длина шага статора l_с и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разде­лены. При вращении ротора эти полости перемещаются как по радиусу, так и по оси. Перемещение полостей приводит к про­талкиванию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.

Ротор представляет собой однозаходный винт с плавной нарезкой и изготавливается из высокопрочной стали с хро­мированным или иным покрытием против истирания. Статор представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим, чем шаг винта ротора, изготавливается из резины или пластического материала и устанавливается в корпусе насоса.

 

 

 

К материалу для статора предъявляются достаточно жест­кие требования.

В любом поперечном сечении статора лежит круг, а центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения ротора. В любом поперечном сечении ротора круговое сечение смещено от оси вращения на расстояние «е», называемое эксцентриситетом.

Поперечные сечения внутренней полости статора вдоль оси одинаковы, но повернуты относительно друг друга; через расстояние, равное шагу статора /_с, эти сечения совпадают. Сечение внутренней полости статора представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения ротора, центры которых (полуокружностей) раздвинуты на расстояние 4е. При вращении ротора он вращается вокруг собственной оси; одновременно сама ось ротора совершает вращательное движение по окружности диаметром 2е (рис. 6.20).

 

Спиральный гребень ротора по всей его длине находится в непрерывном контакте со статором; при этом между ротором и статором образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра ротора D на расстояние 4е, а осевая длина этой полости равна шагу статора /,. Эта полость запол­нена откачиваемой продукцией скважины, и при повороте ротора на один оборот продукция перемещается вдоль его оси на расстояние /_с.

Таким образом, фактическая суточная подача винтового насоса Q (м³/сут) такова:

 

Главным конструктивным недостатком одновинтового погружного насоса является возникновение осевой силы за счет перепада давлений на выкиде и приеме, действующей на ротор.

На нефтяных промыслах применяется винтовой насос, состоящий из двух роторов, нагнетающих жидкость навстречу друг другу и имеющих раздельные приемы и общий выкид. Роторы соединены между собой и с погружным электродвига­телем валом с эксцентриковыми муфтами; роторы вращаются в одном направлении, но один из них имеет правое направление спирали, а другой — левое. При этом верхний ротор подает жидкость сверху вниз, а нижний — снизу вверх. Такая схема уравновешивает осевую нагрузку, действующую на роторы. Эксцентриковые муфты позволяют роторам вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром Те. Эксцентриковые муфты работают в откачиваемой жидкости.

Для привода винтовых насосов применяют погружной электрический двигатель — ПЭД. В комплект установки входит автотрансформатор, станция управления со всеми системами автоматики и защиты, устьевая арматура, электрический кабель и погружной агрегат с протектором. Как правило, ПЭД четырехполюсный, маслозаполненный, с гидрозащитой.

Частота вращения вала двигателя примерно 1400 об/мин, поэтому в шифре погружных винтовых установок имеется буква «Т», что означает тихоходный. Снижение частоты вращения вала электродвигателя диктуется принципом действия насо­са, у которого с увеличением частоты вращения ухудшаются эксплуатационные характеристики из-за увеличения износа, нагрева и снижения КПД.

Установка спускается в скважину на колонне НКТ. Погруж­ной насос имеет двухсторонний прием продукции и общий вы­кид в пространство между нижним и верхним роторами. Далее продукция движется по кольцевому зазору между корпусом статора верхнего насоса и корпусом насоса, проходит через специальные наклонные каналы и попадает в головную часть по­гружного насоса. В головной части имеется многофункциональ­ный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Продукция обходит этот клапан по специальным каналам, проходит через шламовую трубу и попадает в колонну НКТ.

В погружных винтовых насосах поршеньково-золотниковый клапан является одним из ответственных элементов и выпол­няет следующие функции:

— при спуске погружного агрегата в скважину сообщает затрубное пространство с колонной НКТ (переток жидкости из затрубного пространства в колонну НКТ через насос не­возможен);

— при подъеме погружного агрегата из скважины сообщает полость НКТ с затрубным пространством с возможностью слива жидкости из НКТ;

— при откачке жидкости с большим содержанием свободно­го газа или при недостаточном притоке из пласта сбрасывает часть продукции с выкида в затрубное пространство; при нормальной подаче сброс жидкости прекращается;

— при непредвиденном повышении давления на выкиде насоса, например, за счет закрытия задвижки на устье, клапан срабатывает и сбрасывает жидкость в затрубное пространство (винтовой насос является объемным насосом, поэтому не может работать в режиме закрытой задвижки на нагнетатель­ной линии);

— исключает работу насоса в режиме сухого трения ротора в статоре, предотвращая поломку насоса;

— предотвращает снижение динамического уровня до прием­ной сетки верхнего насоса, сбрасывая часть жидкости с выкида в затрубное пространство; при этом подача установки снижается, срабатывает защита в станции управления, и установка от­ключается. После восстановления нормального динамического уровня, клапан закрывает спускной канал, и установка переходит в нормальный режим работы с расчетной подачей.

Шламовая труба предназначена для улавливания твердых частиц, которые могут появляться в колонне НКТ (окалина, стеклянная крошка или кусочки эмали при использовании остеклованных или эмалированных труб), и предотвращения их попадания в насос. В противном случае эти частицы попадают в зазор между ротором и статором, приводя к повреждению статора.

Погружные винтовые насосы предназначены для откачки из скважин жидкостей высокой вязкости. Кроме того, эти насосы, являясь объемными, менее чувствительны к наличию в откачи­ваемой жидкости свободного газа, чем центробежные насосы, допуская более высокое газосодержание на входе в насос. Отсут­ствие в винтовых насосах клапанных узлов, малая длина самих насосов и их роторов позволяют им работать в практически горизонтальных скважинах. Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).

Наиболее слабым элементом погружного винтового насоса является статор, т.к. при откачке продукции с механическими примесями происходит повреждение поверхности статора; кроме того, статор повреждается при недостаточной его смазке. Наличие резиновой обоймы накладывает температурные огра­ничения на область применения винтовых насосов, температура откачиваемой жидкости должна быть ниже 90 °С. Кроме того, установка имеет недостаточную гибкость по изменению про­изводительности.

Машиностроительная промышленность выпускает винтовые насосы на подачу от 40 до 240 м³/сут, которые показали в опреде­ленных эксплуатационных условиях очень хорошие результаты. Эти насосные установки рекомендуются для эксплуатации скважин со следующими условиями:

— вязкость нефти до 20 Пас;

— повышенное содержание свободного газа;

— большие отклонения скважины от вертикали (до 70°). КПД винтовых насосов достигает 80%. Отечественные

винтовые насосы имеют следующий шифр, например, ЭВНТ5А-100-1000:электрический (Э) винтовой (В) насос (Н), тихо­ходный (Т), под обсадную колонну 5А, с подачей 100м³/сут и напором 1000м.

 

УЭДН

 

Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, ко­торая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса.

Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогич­но таковому для эксплуатации скважин винтовыми насосами.

Схема погружного агрегата представлена на рис. 6.22. Глубинный насос состоит из двух частей: верхней, в которой размещена круглая диафрагма 5, делящая эту часть на наддиафрагменную полость и являющаяся, по существу, насосом с нагнетательным клапаном 3 и всасывающим клапаном 4, и ниж­ней поддиафрагменной полости А, которая заполнена маслом. Полость А образована диафрагмой 5, а также парой «цилиндр 8—поршень 9», которые размещены в корпусе 10, в верхней части которого имеется осевой канал 6, сообщающийся с ка­мерой А. Сверху поршень подпружинен винтовой пружиной 7. Между погружным электродвигателем 15 и поршнем 9 имеется камера Б, также заполненная маслом. В нижней части поршень 9 контактирует с эксцентриком 11, закрепленным на оси в опо­ре 12. На этой же оси закреплено зубчатое колесо 13. Второе зубчатое колесо 14 закреплено на выходном валу погружного электродвигателя 15. Зубчатые колеса 13 и 14 образуют угло­вую зубчатую передачу. В нижней части погружного двигателя имеется компенсационная диафрагма 16. Электродвигатель, камеры А и Б заполнены одним и тем же маслом. Камеры А и Б могут сообщаться через специальный клапанный узел 18, рас­положенный в корпусе 10. Камера А имеет строго определенный объем, а следовательно, и объем масла в ней. Утечки масла из камеры А через зазор «цилиндр—поршень» в камеру Б приводят к открытию клапанного узла 18 и восполнению масла в камере А. Излишки масла в камере А также сбрасываются в камеру Б клапанным узлом 18. Электрическое питание погружному электродвигателю подается по кабелю 17.

Насос работает следующим образом. Вращение вала двига­теля приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе с вращением зубчатого колеса 13 вращается эксцентрик 11, приводя в возвратно-поступательное движение поршень 9, при­жатый к эксцентрику пружиной 7. На схеме рис. 6.22 показано нижнее положение поршня. Так как объем камеры А постоянен, пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, показанное на рис. 6.22. За время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере А повышается, приводя к пере­мещению вверх и диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан 4 закрывается, а нагнетательный клапан 3 открывается, жидкость из наддиаф­рагменной полости вытесняется в колонну НКТ. Изменение объема камеры Б при движении поршня изменяет и объем масла в ней. Эти изменения компенсируются компенсационной диафрагмой 16.

Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также со­держащей механические примеси. Это связано с тем, что отка­чиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой. Установка проста в монтаже и обслуживании.

К недостаткам можно отнести невысокую подачу до 20 м³/сут и очень узкую область применения по подачам и напорам. При подаче 4 м³/сут напор насоса составляет 2000 м, а при подаче 20 м³/сут - всего 600 м.