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

Подтвердить правомочность этого решения трудно, но отличие предложенной конструкции от существующих открывает путь к патентованию. Другим отличием является то, что секции двух двигателей, точнее, статорных обмоток двигателей, соединяются не внутри двигателей, как у ЭЦН бывшего СССР и фирмы «Рэда памп», а посредством перемычки 9 из плоского кабеля и двух штепсельных головок. С одной стороны, это удобно, но с другой стороны наличие дополнительного элемента, снижает надежность установки из-за возможности повреждения перемычки при спускоподъемных операциях [17].

1. 
   – обратный клапан;
   
2. 
   – спускной клапан;
   
3. 
   – металлические пояса крепления кабеля;
   
4. 
   – НКТ;
   
5. 
   – трансформаторная подстанция;
   
6. 
   – кабельная линия;
   
7. 
   – погружной центробежный насос;
   
8. 
   – электродвигатель с гидрозащитой;
   

Рисунок 1.13 – Погружной агрегат ЭЦН фирмы «Центрилифт» Конструкция насоса фирмы «Центрилифт-Хьюз» (название фирмы изменилось в связи с заменой спонсора) принципиально отличается от насосов других фирм. Например, вал насоса фирмы «Центрилифт-Хьюз» не имеет пяты ни в односекционном насосе, ни в многосекционном. Осевая сила, действующая на торец вала в результате развиваемого насосом давления и веса самого вала, воспринимается пятой, расположенной в секции уплотнения (протектора). В секционных насосах валы стыкуются, упираясь друг в друга, и образуют как-бы единый вал большой длины [132, 133, 135]. Для предотвращения изгиба и сохранения прямолинейности вала в погружном центробежном насосе, предназначенном для работы в сильно обводненных скважинах, ОКБ БН в 1954 г. разработало конструкцию насоса, в которой вместо соответствующей ступени на определенном расстоянии друг от друга устанавливались резинометаллические подшипники. Расстояние между ними, определяемое опытным путем, в зависимости от типа насоса, может изменяться от 650 до 1000 мм. Чтобы придать устойчивость валу во время работы, фирма «Центрилифт» воспользовалась изобретением ОКБ БН и применила промежуточные резинометаллические подшипники, устанавливая их через шесть ступеней. В отличие от конструкции ОКБ БН фирма «Центрилифт» ставит резинометаллические подшипники-втулки не вместо соответствующих ступеней, а монтирует в направляющих аппаратах [132, 133, 135].

---

В советских и фирмы «Рэда памп» ЭЦН применялись рабочие колеса плавающего типа (Рисунок 1.14,а). Такое название колеса получили потому, что могут свободно перемещаться вдоль вала (по мере износа текстолитовых опор 3 или в случае всплытия), когда осевая сила, действующая на ведомый диск колеса 2, больше осевой силы, действующей на ведущий диск. Обычно это бывает, когда нет напора (при открытой задвижке) [17, 18, 19]. Двухопорная ступень имеет две осевые опоры 3 и 6 (Рисунок 1.14,б). Конструкция газосепаратора фирмы «Центрилифт» показана на Рисунке 1.15. 1 – направляющий аппарат; 2 – рабочее колесо; 3 – основная осевая опора; 4 – шпонка; 5 – опорная шайба верхнего диска; 6 – опорная шайба нижнего диска; 7 – верхняя текстолитовая шайба; 8 – втулка второй осевой опоры; 9 – нижняя опорная шайба; а – ступень с плавающими рабочими колесами; б – двухопорная ступень. Рисунок 1.14 – Ступени погружных центробежных насосов

1. 
   – канал для отсепарированной жидкости;
   
2. 
   – выходное отверстие для газа;
   
3. 
   – направление жидкости;
   
4. 
   – колокол, направляющий потоки жидкости и газа;
   
5. 
   – центрифуга;
   
6. 
   – ступень, в состав которой входят диагональное рабочее колесо и направляющий аппарат;
   
7. 
   – отверстие для входа газожидкостной смеси.
   

Рисунок 1.15 – Газосепаратор фирмы «Центрилифт» Допустимая общая максимальная температура нагрева двигателя «Центрилифт» с обмоткой, пропитанной эпоксидом, заполненной маслом «фризин» составляет 180°С. В 1970–1980 гг. фирма «Центрилифт» поставляла в бывший СССР (преимущественно объединению «Куйбышевнефть») установки погружных электронасосов с гидрозащитой в виде секции уплотнения с применением разделительной жидкости. Вскоре после «Центрилифта» на гидрозащиту с разделительной тяжелой жидкостью стали переходить другие фирмы США. Не осталось в стороне и ОКБ БН [18]. Большая часть ЭЦН, закупленных у фирмы «Центрилифт» ранее, в СССР успешно эксплуатировалась в ПО «Куйбышевнефть».

---

1.4 Установки с винтовыми насосами и электроприводом

Установка винтового насоса состоит из статора, спускаемого в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, ротора, спускаемого в статор на колонне штанг, и поверхностного привода, приводящего во вращение колонну штанг (Рисунок 1.16). Наличие в насосе эластомерного статора и хромированного ротора позволяет противостоять высокому содержанию механических примесей и попутного газа. Отсутствие в УВНП клапанных узлов позволяет избежать отказов, вызванных утечками и засорением приемных и нагнетательных клапанов в штанговых насосах. Низкая чувствительность винтового насоса к свободному газу дает возможность перекачивания высокогазированных жидкостей с содержанием газа до 75%. Установка погружного винтового насоса предназначена для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Она пригодна для эффективной работы с широкой гаммой жидкостей независимо от их вязкости и предназначена для работы в среде пластовой жидкости, имеющей следующие параметры: температура окружающей среды – до 120 ^oС; механические примеси в откачиваемой жидкости – до 350 г/л; сероводород – до 0,01 г/л; свободный газ – до 55%; гидростатическое давление – не меньше 25МПа (250 кгс/см²) [53, 86, 90, 102]. Применение винтовых насосных установок с поверхностным приводом является весьма актуальным и позволяет решать задачи, связанные со снижением себестоимости добываемой продукции. Такие установки позволяют добывать высоковязкую нефть, сокращая затраты на электроэнергию по сравнению с установками штанговых глубинных насосов, и оптимизировать процесс добычи нефти из-за отсутствия пульсаций при перекачке [86]. Рисунок 1.16 – Погружной винтовой насос Анализ современного состояния запасов нефти в России показывает, что больше половины их относится к трудноизвлекаемым, причем значительную долю составляют высоковязкие нефти (30 сП и более). При эксплуатации этих месторождений использование традиционных технических средств механизированной добычи нефти (штанговые поршневые насосы, центробежные бесштанговые насосы, газлифт) малоэффективно [9, 53]. Многолетний опыт эксплуатации насосов с погружнымиэлектродвигателями показал, что винтовые насосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычи высоковязкой нефти [114]. В России такие насосы выпускает ОАО «Ливгилромаш».

---

За рубежом широкое распространение получили винтовые насосы с поверхностным приводом. Ими оборудовано свыше 2500 скважин. Выпуском таких насосов занимаются известные компании Baker-Hughes, Griffin, PCM, Netzsch, Shoueller Blackmann и др. Во всех известных промышленных конструкциях насосов с погружным и поверхностным приводом используются винтовые рабочие органы с кинематическим отношением 1:2, содержащие однозаходный металлический ротор и статор с двухзаходной резиновой обкладкой [114]. На основе многолетнего опыта конструирования, исследования и испытаний винтовых гидравлических машин [10] НПО «Буровая техника» – ВНИИБТ и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработали многозаходные одновинтовые насосы (Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, А.В. Власов, В.А. Хабецкая, М.В. Шардиков). На основе опыта изготовления винтовых забойных двигателей и потребности нефтяной промышленности в малодебитных насосах в последние годы на заводах НПО «Буровая техника» и других предприятиях начато производство опытных образцов и партии МВН, предназначенных для насосных установок с поверхностным приводом и приводом от погружного электродвигателя. Производство двух типоразмеров параметрического ряда с наружным диаметром 60 мм с кинематическим отношением 2:3 и 4:5 начато ОАО «Павловский машзавод» в 2000 г. по технической документации НПО «Буровая техника» – ВНИИБТ. В настоящее время эти насосы эксплуатируются на нефтяных месторождениях Сахалинморнефтегаза, Удмуртнефти, Оренбургнефти и других компаний. Можно предположить, что в ближайшие годы большинство из насосов параметрического ряда найдут широкое применение в нефтепромысловой технике С целью оптимизации добычи нефти из скважин небольшой глубины на одном из старых месторождений НГДУ Жирновское ООО «ЛУКойлНижневолжскнефть» были представлены к внедрению винтовые насосные установки с поверхностным приводом ПВН2-7,5/50 «Крепыш» производства ОАО «Дмитровский ЭМЗ» [54, 55]. Их промысловые испытания были организованы ЗАО «Центр образования науки и культуры РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина» при техническом содействии ведущих инженеров НГДУ Жирновское. На нефтепромыслы НГДУ Жирновское были поставлены для внедрения скважинные винтовые насосы, разработанные в ОАО НПО «Буровая техника» группой инженеров-конструкторов под руководством Д.Ф.

---

Балденко. Испытание винтовой насосной установки производилось поэтапно: монтаж установки, вывод скважины на режим и отладка поверхностного оборудования. В процессе подконтрольной эксплуатации скважины в течение первых 3 сут установка подтвердила свою работоспособность при откачке из скважины газожидкостной продукции. Отказов в работе насоса и верхнего привода не наблюдалось, все рабочие параметры установки находились в пределах нормы. Установка безотказно отработала более 130 сут с момента запуска (23.01.2002 г.) и продолжает работать в настоящее время. В настоящее время при добыче нефти на нефтедобывающих предприятиях России наряду с установками скважинных штанговых насосов широкое применение получили верхнеприводные винтовые штанговые насосы (ВШН) зарубежного производства. Это объясняется тем, что верхнеприводные винтовые штанговые насосы имеют ряд преимуществ [26]:

1. 
   Малая по сравнению с УСШН масса установки, не требующая сооружения специальных бетонных фундаментов, простота конструкции, легкость монтажа и удобство обслуживания.
   
2. 
   Возможность эксплуатации в широком диапазоне вязкости, плотности, парафино- и газосодержания добываемой нефти.
   
3. 
   Высокая эффективность работы при сравнительно малых энергозатратах.
   

Однако опыт промышленной эксплуатации ВШН на нефтегазодобывающих предприятиях России за 1993–1995 гг. выявил ряд существенных недостатков, которые привели к значительному снижению их среднего межремонтного периода (наработки на отказ). Они связаны с частыми обрывами и отворотами насосных штанг в различных интервалах по длине колонны штанг, независимо от конструкции насосов и фирмпоставщиков. Применяемые в настоящее время штанги длиной 8 м [36] и 7,62 м (стандарт АНИ 11В) с обычными соединительными узлами и составленные из них штанговые колонны практически непригодны к эксплуатации с верхнеприводными штанговыми насосами в наклонно направленных скважинах. Для устранения отмеченных недостатков была разработана (В. М. Валов, Г. М. Джамгаров, П. Н. Фонин) новая конструкция штанг (Рисунок 1.17) для верхнеприводных винтовых насосов, отличающихся от стандартных длиной и наличием специальной соединительной муфты [43, 105]. При работе с верхнеприводными винтовыми насосами насосные штанги новой конструкции, с одной стороны, остаются в значительной степени стандартными, соответствующими ШН по ГОСТ 13877-80 (механические свойства материалов, геометрические параметры тела штанги и соединительных элементов), с другой стороны, указанные ШНВ

---