Файл: Становление и развитие добычи нефти на месторождениях сп вьетсовпетро насосными установками.docx

1.2 Гидропоршневые насосные установки

Наиболее широкое распространение на промыслах получили гидропоршневые насосы (Рисунок 1.4) [108, 117, 118].



Рисунок 1.4 – Гидропоршневая насосная установка

В начале 1950-х гг. в США для эксплуатации наклонных скважин штанговые насосы стали вытесняться гидропоршневыми. Впервые гидропоршневые насосные установки с закрытой циркуляцией рабочей жидкости, централизованным приводом для нескольких десятков скважин (с углом наклона до 67^о) были смонтированы на дамбе порта Лонг-Бич при разработке месторождения Уилмингтон. В бухте Сан-Педро с намывных островов была пробурена более 800 наклонных скважин, подавляющее большинство из них вскрывало продуктивную зону, расположенную на глубине 1070 м, и обсаженную трубами диаметром 219 мм [130, 144].

В 1970-е гг. был реализован проект разработки сложного месторождения Ист-Биверн-Хиллс с небольшой (0,6 га) городской площадки Паккард в западной части г. Лос-Анджелес. Отклонение забоев от вертикали составляло 1500–2400 м, а набор кривизны начинался на глубине от нескольких десятков до 240 м. Изменение наклона в отдельных участках достигало 35° на 100 м. Для разбуривания и эксплуатации месторождения было построено специальное здание высотой 41 м, а в здании смонтированы две вышки, перемещающиеся по рельсам, уложенным на стенках двух заглубленных (на 3,65 м) бетонных камер размером 6,7×36,6 м. В каждой камере было размещено по 32 скважины в два ряда. Расстояние между скважинами составляло 1,8 м, а между рядами – 2,4 м [130].

Гидропоршневыми установками с закрытой циркуляцией рабочей жидкости (воды с присадками) успешно эксплуатируются скважины с небольшим газовым фактором. Высокопроизводительными гидропоршневыми агрегатами диаметром 89 мм в заливе Кука на Аляске эксплуатируются несколько десятков глубоких наклонных скважин с дебитами 300–400 м³/сут, пробуренных с морских платформ, диаметром 245 мм и глубиной до 3900 м с углом отклонения от вертикали до 60°. В некоторые скважины спущены насосные агрегаты с расчетной подачей около 1000 м³/сут [130, 137].

В СССР гидроприводные насосы разрабатывались в Особом конструкторском бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН, в настоящее время «ОКБ БН–КОННАС») и начали применяться в 1950–1960-х гг. Основоположниками гидроприводных нефтепромысловых машин и оборудования были инженеры и конструкторы ОКБ БН – А.А. Богданов, Л.Г. Чичеров, И.И. Росин, А.С. Казак, П.Д. Ляпков, В.М. Шлиндман и др. [55].

---

На многих месторождениях Западной Сибири в 1980-х гг. было начато широкое применение гидропоршневых насосных установок для добычи нефти. С 1980 г. на Западно-Сургутском и Самотлорском нефтяных месторождениях проводились испытания групповых установок с гидропоршневыми насосными установками (ГПНУ) свободного типа Е диаметром 59,08 мм (длиной около 6 м) и диаметром 71,8 мм (длиной около

7 м) [64].

Спуск и подъем из скважин этих агрегатов осуществляли операторы с помощью рабочей жидкости, без подъемников и без бригады подземного ремонта скважин.

Осложнения при спуске ГПНУ, выражающиеся в задержках или остановках их в колоннах НКТ, наблюдались лишь при относительно небольших расходах и скоростях рабочей жидкости. Заметить их можно было по сравнительно резкому повышению давления рабочей жидкости. После преодоления местного препятствия давление вновь снижалось.

Весьма важной операцией при подъеме ГПНУ из скважины является выпрессовка его из седла. В лучших случаях ее можно осуществлять при давлении рабочей жидкости на поверхности 2–5 МПа даже для ГПНУ, работающего в скважине без подъема более 9 мес. Однако в некоторых случаях это удавалось сделать лишь при давлении рабочей жидкости в 10–12 МПа, а в некоторых случаях выпрессовать агрегаты не удалось и при этом давлении. Причиной таких отказов заключалась в отложении нерастворимых солей на внутренней поверхности седел и на корпусах ГПНУ.

Анализ внедрения ГПНУ на месторождениях Западной Сибири показал, что в большинстве скважин при спуске и подъеме ГПНУ манжеты не повреждаются и сохраняют свою работоспособность.

Повреждения манжетных уплотнений ГПНУ, нередко являющиеся причиной их отказов, обусловливались, главным образом, не углом наклона скважин и скоростью спуска ГПНУ, а качеством и состоянием НКТ и устьевой арматуры. Поэтому перед спуском необходимо было тщательно проверять состояние внутренней поверхности НКТ и наличие на их торцах хороших фасок. После спуска колонны НКТ внутренняя поверхность их должна была быть тщательно очищена и промыта. Когда в глубинном оборудовании обнаруживалось отложение солей, которые могут препятствовать подъему ГПНУ из скважины, необходимо было срочно обеспечить добавку ингибитора солеотложения в рабочую жидкость.

Установки выпускались для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм. Наибольшее число типоразмеров оборудования, в том числе более 70

---

типоразмеров гидропоршневых насосов, представляла фирма Kobe [137]. Климатическое исполнение – У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования – 1, погружного – 5 (ГОСТ 15150-69).

В СССР выпускались следующие установки гидропоршневых насосов: УГН25-150-25, УГН40-250-20, УГН100-200-18 и УГН160-380-15.

Обозначения: УГН – установка гидропоршневых насосов; цифры после УГН – подача одного гидропоршневого насосного агрегата (м³/сут); цифры после первого тире – суммарная подача установки (м³/сут); цифры после второго тире – давление нагнетания агрегата (МПа); в конце указывается ТУ. Пример: УГН 160-380-15 ТУ 26-16-233-88. Суммарная мощность установок 185,270 кВт; КПД 45,47%; масса не более 50000 кг.

---

1.3 Установки погружных центробежных насосов с электроприводом

Погружные насосы выпускаются для широкого диапазона скважин по диаметру обсадных колонн (от 4¹/₂ до 13 дюймов) с подачей oт 13 до 12700 м³/сут и напором 4400 м водяного столба при частоте тока 60 Гц.

На нефтяных месторождениях России для скважин с обсадной колонной от 4¹/₂ до 6⁵/₈ дюйма нашли применение насосы производительности от 13 до 1590 м³/сут и напором от 500 до 2000 м водяного столба [46, 47, 50].

Процесс интенсификации добычи связан с увеличением глубин спуска УЭЦН, с большим содержанием свободного газа и механических примесей в откачиваемой жидкости, с повышением температуры откачиваемой жидкости, с отложением солей на элементах погружного оборудования. Все это потребовало от производителей УЭЦН разработки нового более высоконапорного и надежного оборудования. Производители насосов с честью справились с этой задачей, и на сегодня российская промышленность выпускает УЭЦН почти не уступающие по основным характеристикам передовым образцам иностранного производства. В начале 1980-х гг. начались работы по определению работоспособности установок ЭЦН при добыче высоковязкой нефти [81, 92, 95].

Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще до революции 1917 г. Когда А.С. Арутюнов вместе с В.К. Домовым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Советские инженеры, начиная с 1920-х гг., предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем, одним из первых получил патент на изобретение такого насоса М.И. Марцишевский в 1936 г. [60, 61, 62, 109].

С открытие новых месторождений потребность нефтегазодобывающей промышленности в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости существенно возрастала. Наиболее рациональным было использование лопастного насоса, приспособленного для больших объемов, широкое распространение получили насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса [109].

Производителями погружных насосов для добычи нефти за рубежом являются в США фирмы REDA, Centrilift, ESP и ODI, в Kmat Temtex, в Словакии предприятие – ZTS.

Во время первой мировой войны в Екатеринославе (Днепропетровск) в небольшой мастерской одного из заводов оборонной промышленности впервые в мире было организовано изготовление погружных электродвигателей для привода бура для нужд армии. Патент на погружной двигатель, предназначенный преимущественню для бурения, был выдан гражданину России А.С. Арутюнову [14, 61, 62].

---

После революции 1917 г. А.С. Арутюнов (фото на Рисунке 1.5) эмигрировал в Австрию, где на одном из насосных заводов начал работать над созданием привода к погружным насосам для водоотлива в шахтах и на кораблях, для водоподъема из дренажных скважин. В дальнейшем он переехал в США (штат Калифорния), где создал небольшую мастерскую по изготовлению погружных электронасосов для добычи нефти – фирма «Рэда», что значит Русский электрический двигатель Арутюнова.



Рисунок 1.5 – Армаис Арутюнов – основатель компании REDA и изобретатель электропогружных насосных систем Американские нефтепромышленники отнеслись к новой технике для подъема жидкости из скважин с интересом, и в 1927 г. компания «Филипс петролиум» построила завод и основала фирму «Рэда памп» в Бартсвиле (штат Оклахома), руководство которой поручила А.С. Арутюнову.

С развитием нефтяной промышленности США развивалась и фирма «Рэда памп», оснащая промыслы высокопроизводительным оборудованием для добычи нефти (фото на Рисунке 1.6).



Рисунок 1.6 – Первое испытание погружного

насоса на месторождении Эль-Дорадо, Канзас (А. Арутюнов третий справа)

В СССР работы по созданию электробуров и погружных электронасосов с погружным электрическим приводом были возобновлены в начале 1930-х гг. в Гормашпроекте группой специалистов (А.П. Островский, Н.Г. Григорян, И.В. Александров, А.А. Богданов, А.Л. Ильский и др.). Однако Отечественная война 1941–1945 гг. не позволила довести эти работы до промышленного внедрения. Лишь после окончания войны в специально созданном правительством Особом конструкторском бюро по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов (ОКБ БН) были широко развернуты научно-исследовательские, конструкторские и другие работы по разработке, организации производства и внедрению погружных центробежных электронасосов для нефтяной промышленности [14, 22].

Выдающийся инженер и организатор Александр Антонович Богданов понимал перспективность применения установок погружных центробежных насосов для обеспечения возможности резкого повышения темпов добычи нефти как главного фактора подъема экономики страны после войны. Во время поездки в составе советских специалистов в США на фирму РЭДА Александр Антонович утвердился в том, что для успешного применения установок УЭЦН в СССР необходимо организовать предприятие по разработке, исследованию и внедрению этих УЭЦН. Предпосылкой создания этого предприятия можно считать выступление А. А. Богданова на техническом совещании Министерства нефтяной промышленности СССР 20 декабря 1949 г. с докладом «Электрические многоступенчатые насосы для добычи нефти». Через год был издан приказ Министра нефтяной промышленности Н.К. Байбакова за №1338 от 27 сентября 1950 г. «Об организации производства бесштанговых насосов и о внедрении их в нефтяную промышленность», в соответствии с которым начальником ОКБ БН был назначен А. А. Богданов (фото на Рисунке 1.7). Создание ОКБ БН (фото на Рисунке 1.8) исторически было обусловлено открытием в тот период времени новых нефтяных месторождений в Татарии, Башкирии, Поволжье, и для осуществления планов по повышению добычи нефти в стране требовалось адекватное высокопроизводительное погружное оборудование, каковым были установки погружных центробежных насосов [22].

---