Исследование насосных скважин

Исследование в насосных скважинах проводят как при ус­тановившихся режимах, так и при неустановившихся режимах работы скважин.

Перевод работы скважины с одного режима работы на другой осуществляют сменой шкивов на электродвигателе или изменени­ем длины хода полированного штока. Остановку работы скважины осуществляют отключением насосной установки от электросети.

Дсбиты нефти на разных режимах измеряют па групповых замерных установках (ГЗУ), а дебит газа замеряют с помощью дифманометров или газовых счетчиков.

Забойные давления замеряют малогабаритными скважин-иымн манометрами, которые спускают на забой через межтруб-пое пространство при работающей скважине. Насосно-компрес-сорные трубы подвешиваются на специальной планшайбе с экс-

центричным отверстием для муфты и вторым отверстием для спуска манометра через межтрубиое пространство.

Чаще исследования проводят наблюдая за изменением ди­намического уровня с помощью эхолока. Эти исследования осно­ваны на принципе измерения скоростей распространения звуко­вой волны в газовой среде, отраженной от уровня жидкости в межтрубном пространстве. Динамический уровень можно оп­ределить с помощью небольшой желонки, спускаемой на скреб­ковой проволоке в затрубное пространство скважины с помощью лебедки.

G

При пользовании эхолотом (рис. 101) на устье скважины ус­танавливают датчик импульсов звуковой волны - пневматическую или пороховую хлопушку 1 с мембраной 2 из плотного картона.

в			~)	Ур
Лл			■у		it-
				V
		t
	Т

Рис. 101. Схема эхометрирования скважины

В.И. Кудиноп. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от поверхности уровня и, возвращаясь обратно, улавливается тер-мофопом 3, представляющим вольфрамовую W-образиую нить диаметром 0,03 мм. Звуковая волна изменяет силу тока в термо­фоне (вследствие изменения температуры нити). Электрический импульс в термофонс усиливается при помощи лампового усили­теля 4 и воспринимается перописцем 5, который представляет собой электромеханический преобразователь. Перописец фикси­рует соответствующие пики па диаграмме 6, приводимый в дви­жение от электродвигателя 7. Расстояние от пики «устье» до пики «уровень» на диаграмме пропорционально времени прохождения звуковой волны от устья до уровня и обратно до устья. Для опре­деления положения уровня необходимо знать скорость звука в скважине, которая зависит от углеводородного состава газа и давления в межтрубном пространстве, а также процентное со­держание воздуха. Чтобы определить скорость звука на опреде­ленной глубине, на насоспо-комирессориых трубах устанавлива­ют репер-отражатель 8. Репер представляет собой патрубок дли­ной 300-400 мм, который приваривается к верхнему концу муф­ты иасоспо-компрсссорной трубы и спускается в скважину с тем, чтобы перекрыть зазор между НКТ и колонной на 60% ближе к уровню жидкости, но так, чтобы он не мог оказаться под уров­нем. По времени прохождения звуковой волны до репера (что фиксируется на эхограмме) определяется скорость звука в сква­жине, и по ней уже находят глубину динамического уровня.

Скорость распространения звука в межтрубном пространстве:

2/
0" = —, (П9)

где / - расстояние от устья до репера; t - время прохождения зву­ковой волны от устья до репера и обратно, которое определяется по эхограмме.

Расстояние до уровня жидкости Я_Д11М в межтрубном про­странстве

»_т,=Ч-=~, (no)

где Т- время прохождения звуковой волны до уровня и обратно.

После определения уровня жидкости пластовое и забойное давления определяют расчетным путем:

P = W-H_mn)p_gi (ill)

где Я- глубина скважины; //_Л1П| - расстояние от устья до уровня (динамический уровень); р - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения.

При этом имеется в виду, что межгрубпое пространство за­полнено однородной по плотности жидкостью.

Цепной длинноходовой привод штанговых насосов ЦП-80-6-1/4.

Для механизированной эксплуатации высокодебитных (до 100 т/сут) скважин с вязкой и высоковязкой нефтью в осложненных горно-геологических условиях ОАО «Ижнеф-темаш» и ОАО «Татнефть» разработали безбалансирный длнн-ноходовой привод штанговых насосных установок (рис. 140). ЦП-80-6-1/4 состоит из основания привода, который крепится к фун­даменту. На основании установлен редуктор. В открытой колон­не размещаются следующие реверсирующие, редуцирующие преобразующие механизмы:

- цепная передача, нижняя ведущая звездочка которой через
зубчатую муфту связана с редуктором, а верхняя звездочка
снабжена механизмом натяжения цепи;

- внутри колонны по направляющим перемещается противо­
вес, связанный с одним из звеньев цепной передачи;

- в верхней части колонны установлены канатные блоки диа­
метром цепного длииноходового привода следующие 1500 мм,
с помощью которых движение от противовеса передается на
узел подвески устьевого штока, монтируется станция управ­
ления, а также площадки обслуживания. С целью обеспече­
ния безопасных условий при эксплуатации и обслуживании
цепного привода предусматривается система блокировок,
отключающих привод при несанкционированном открытии
ограждении, введением технологических упоров в зону
движения противовесов или возникновении других нестан­
дартных ситуаций.

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Привод оснащен ручным тормозом барабанного типа, руч­ным приводом вращения цепной передачи при обслуживании привода, а также устройством для стопорения редуктора.

Технические характеристики:

- тяговое усилие на штоке, кН - 80;

- длина хода полированного штока, м - 6,1;

- редуктор ТЗ15Ц-45 трехступенчатый, передаточное число - 45;

- число двойных ходов полированного штока:

минимально- 1, максимально - 4;

- мощность двигателя, кВт/обороты в мин, 7,5/1000; 11/1000;
15/1000; 18,5/1500 - соответственно для I, 2, 3, 4 двойных
ходов;

- диаметры шкивов, мм:

редуктора 315 и 500, двигателя 142,190,240;.

- длина отката колонны, мм - 1500;

- масса противовеса, кг

минимальная 1800, '.

максимальная 6000;

- габариты, мм:

длина-4370 ширина - 2390 высота- 10250;

- масса привода, кг:

без уравновешивающих грузов 12500 с уравновешивающими грузами 16700. Насосные установки с длишюходовым приводом имеют следующие преимущества:

- использование штанговых насосов с дебитом нефти до 100 т/с;

- редуктор с меньшим передаточным отношением и крутя­
щим моментом (в 5-8 раз);

- повышение коэффициента использования мощности (cos <p)
п среднем на 57%;

- обеспечение постоянной скорости штанг;

- снижение удельных энергозатрат в 1,5-2 раза;

- обеспечение высокой степени уравновешенности.

Длинноходовые режимы откачки в режиме постоянной ско­рости способствуют:

- увеличению надежности и долговечности всех составных
частей насосной установки;

- снижению износа штанг и НКТ;

- увеличению коэффициента наполнения насоса;

- улучшению показателей при откачке нефти с повышенным
газовым фактором и высокой вязкостью.

Первые установки изготовлены на заводе «Ижнефтемаш» и поставлены для промышленного внедрения в ОАО «Татнефть» в 2003 году.

4. Эксплуатация скважин погружными центробежными насосами

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами нашла широкое применение в нашей стране и до настоящего времени является одним из наиболее распространенных способов добычи нефти. В то же время с ростом обводненности продук­ции, особенно в конце 2-й стадии разработки месторождения, а также на 3-й и 4-й стадиях, с целью недопущения резкого паде­ния добычи нефти требуется больше отбирать жидкости из скважин, но глубинными штанговыми насосами практически возможно отбирать не более 4О~50м³/сут.

Кроме того, межремонтный период штанговых глубинных установок в срсдпсм составляет не более 260-280 суток. Наряду со штанговыми глубинными насосами с середины 60-х годов па промыслах Самарской области, Татарии, Башкирии и в других нефтедобывающих объединениях начали внедрять электроцен­тробежные погружные насосы (ЭЦП). Уже к 1970 году электро-центробежпыми погружными насосами эксплуатировалось около 5 тысяч скважин, из которых добывалось 84 млн. тонн нефти, а из 37000 скважин, оборудованных штанговыми глубинными насо­сами, добывалось 65 млн. т нефти.

В этот период в основном внедрялись погружные электро­центробежные насосы производительностью 40, 80, 120, 160

В.И. Кудинов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

и 200 м /сут. В то время дебит глубинно-насосных скважин в сред­
нем равнялся 10-15 т/сут.;

Следует отметить большую роль во внедрении погружных центробежных насосов на промыслах в нашей стране Особому конструкторскому бюро (ОКБ, г. Москва), которым руководил А.А. Богданов. Работники ОКБ были постоянно на промыслах, в первые годы внедрения они монтировали и выводили на режим ЭЦН, демонтировали установки. ОКБ вместе с промысловиками проводили анализ работы установок, выявляли причины выхода их из строя и т.д. В результате уже к концу 70-х годов межре­монтный период погружных электроцентробежных насосов (ЭЦН) составлял 400 и более суток, а па некоторых скважинах ЭЦ11 работали по 2-3 года без подъема.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значитель­ные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

1. Простота наземного оборудования;

2. Возможность отбора жидкости из скважин до 1000 м /с;

3. Возможность использовать их на скважинах с глубиной бо­
лее 3000 метров;

4. Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный
период работы ЭЦН;

5. Возможность проведения исследований в скважинах без
подъема насосного оборудования;

6. Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок иа-
сосно-компрсссорных труб;

7. Повышение культуры производства.

Все это способствовало тому, что в последующие годы ЭЦН нашли широкое применение, особенно для эксплуатации обвод­ненных, высокодебитных наклонных и глубоких скважин. Уста­новка погружного центробежного электронасоса (рис. 102) со­стоит из погружного электронасоса (4), спускаемого в скважину на пасосно-компрсссорпых трубах (5), погружного электродвига­теля (1), специального круглого и плоского бронированного ка­беля (6), питающего электродвигатель электроэнергией, протек­тора (2), станции автоматического управления (10), автотранс­форматора (9).

Рис. 102. Установка погружного центробежного электронасоса

В собранном виде электродвигатель располагается внизу, над ним - гидрозащита (протектор), над протектором - насос. Эти узлы соединяются между собой фланцами. Валы электродви­гателя, протектора и насоса соединяются между собой с помо­щью шлицевых муфт. В погружном электроцентробежном агре-

352 В.И. Кудинов. Основы нефтегазочромысяового дела Глава X. Добыча нефти и газа 353

гате электродвигатель расположен под насосом. Поэтому насос Электроцентробежный погружной насос работает следую-

имсет боковой прием жидкости, которая поступает в него щим образом.

из кольцевого (межтрубного) пространства между эксплуатаци- Электрический ток от промысловых электроподстанций че-

онной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку (3). рез автотрансформатор 9 и станцию управления 10 поступает по

Электрический ток для питания погружного электродвигателя кабелю 6 к погружному электродвигателю (ПЭД) 1, в результате

подводится к нему по специальному бронированному трехжиль- чего электродвигатель начинает вращаться и одновременно вра-

ному круглому кабелю, который спускается в скважину вместе с щает вал насоса и проводит электроцентробежный насос в дейст-

насосно-компрессорными трубами и крепится к ним металличе- вие. Во время работы агрегата жидкость всасывается центробеж-

скими поясами. На участке несколько выше насоса и до подклю- пым насосом через фильтр-сетку 3, установленным на приеме на-

чения к электродвигателю применяется плоский кабель, который coca, и нагнетает ее по насосно-компрессорным трубам на новерх-

крепят к насосу и протектору также металлическими поясами, ность. Для того чтобы жидкость при остановках насосного агрега-

Плоский кабель применяется для максимального уменьшения та не протекала из иасосно-компрессорных труб в скважину,

диаметра погружного агрегата., в 1IKT над погружным насосом устанавливается обратный клапан.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арма- Над насосом устанавливается также спусковой клапан, через

туры 7, ролика 8, барабана со стойками для кабеля И, автомати- который жидкость из насосно-компрессорных труб во время их

ческой станции управления 10 и автотрансформатора 9. С помо- подъема сливается в скважину.

щыо автоматической станции управления вручную или автома-.

тически включают или отключают погружной насосный агрегат ^4Л" Погружные Центробежные насосы

и контролируют его работу. Автотрансформатор предназначен В зависимости от условий эксплуатации погружные центро-

для компенсации падения напряжения в кабеле 6, подводящем бежные насосы выпускаются в двух исполнениях,

ток к погружному электродвигателю 1. Насосы для эксплуатации нефтяных и обводненных сква-

Для защиты от атмосферных осадков автотрансформатор ус- жии с незначительным (до 0,01 % по массе) содержанием меха-
танавливается в будке. Устьевая арматура 7 служит для направлс- нических примесей и износостойкие - для эксплуатации скважин
ния продукции скважины в выкидную линию, герметизации за- с высокой обводненностью и значительным (до 1 % по массе) со-
трубиого пространства с учетом ввода в скважину кабеля держанием механических примесей в добываемой жидкости.
и перепуска попутного нефтяного газа из затрубного пространства Погружные центробежные насосы по поперечным размерам
в выкщпгую линию при значительном увеличении его давления, делятся на три условные группы: 5; 5А и 6, что означает номи-
Ролик предохраняет кабель от перегибов при спуско-подъемных нальный диаметр обсадной колонны, в которую может быть сиу-
операциях. Ьарабан служит для перевозки кабеля, а также для бо- щеп погружной насос. Группа 5 имеет наружный диаметр корпу-
лес легкого разматывания и сматывания его при спуске и подъеме са 92 мм, группа 5А - 103 мм и группа 6-114 мм. Частота вра-
насосной установки из скважины. щепия вала выпускаемых погружных центробежных насосов на-

Устьсиое оборудование при эксплуатации скважин погруж- холится в пределах 2800-2900 об/мин.

ными электроцентробежными насосами состоит из тройника Погружной центробежный насос представляет собой набор

и задвижки, устанавливаемой на выкидной линии. Насосно-ком- большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, пред-

прессорпые трубы подвешиваются на фланце обсадной колонны варительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус,

с помощью специальной планшайбы. изготовленный из трубной заготовки. Число рабочих колес и па-

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромысяового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

правляющих аппаратов (ступеней) в выпускаемых насосах колеб­лется от 84 до 332.

Наружный диаметр погружного насоса определяется его сво­бодным размещением в обсадной колонне в сборе с плоским кабе­лем и принят равным 92 мм для обсадной колонны диаметром 146 мм (5") и 114 мм для обсадной колонны диаметром 168 мм (6").

Корпус многоступенчатого погружного электронасоса пред­ставляет собой стальную трубу, точно обработанную по внутрен­ней поверхности и с обоих концов имеет резьбу (рис. 103).

Рис. 103. Погружной центробежный насос

С нижней стороны в корпус завинчивается основание насо­са 5, по окружности которого закреплена приемная сетка 3, не допускающая попадания в полость насоса механических частиц, ас верхней стороны - ниппельная гайка 12. К основанию насоса прилегает специальная втулка 6, а за ней укладываются направ­ляющие аппараты 10 в сборе с рабочими колесами 8. Над послед­ним верхним направляющим аппаратом монтируется верхний подшипник 11. Все эти детали при сборке зажимаются между ос­нованием насоса и ниппельной гайкой и удерживаются в непо­движном состоянии. Рабочие колеса связаны с валом насоса приз­матической шпонкой и могут смещаться вдоль вала. Во время

работы каждое рабочее колесо опирается на торцовый выступ расположенного под ним направляющего аппарата. При такой посадке осевые нагрузки от рабочих колес передаются непо­средственно на направляющие аппараты и через них - на осно­вание насоса. С целью уменьшения трения между рабочими ко­лесами и направляющими аппаратами устанавливаются текстолитовые шайбы 9, запрессованные в кольцевой паз на нижнем торце рабочего колеса, и шайбы 7, надетые па его втулку. Сверху осевое усилие, возникающее вследствие давления жидкости па верхний торец вала, воспринимается сдвоенным радиалыю-упорным подшипником 2, а случайные осевые нагрузки, направленные вверх, воспринимаются третьим радиально-упор-ным подшипником.

Корпус насоса соединяется с колонной насосно-компрес-сорных труб при помощи ловильной головки 14, которая навин­чивается на выступающую часть ниппельной головки 12.

Головка имеет внутреннюю резьбу, соответствующую резь­бе иасосно-компрессорных труб, и специальные наружные про­точки для проведения ловильных работ.

Для соединения с валом протектора на нижний конец вала надета шлицевая муфта 1.

На рис. 104 показана схема одной ступени насоса.

Лопатки 1, которые составляют ротор насоса, опираются на элементы статора 3 насоса через текстолитовые кольца 4. Исходя их этого, осевые нагрузки, которые развиваются на валу двигате­ля, передаются корпусу насоса. Лопатки посредством шпонки ук­репляются па валу 2, а элементы, составляющие статор, закреп­лены в корпусе насоса затяжной гайкой.

Лопатки изготавливаются из бронзы, чугуна, пластических материалов, а элементы, составляющие статор, делаются из чугу­на.

Принцип работы электроцентробежного погружного насоса заключается в том, что увеличение напора жидкости, протекаю­щей через него, происходит при вращении рабочих колес, кото­рые являются основным органом насоса.

В.И. Кудшюв. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Рис. 104. Схема одной ступени насоса

Во время работы электроцентробежного насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной от­крытой части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлека­ется ими в полость насоса, где приобретает вращательное движе­ние. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой ско­ростью и, следовательно, значительной кинетической энергией -энергией движения. Для преобразования этой энергии в энергию давления служат специальные направляющие устройства, кото­рые состоят из системы фигурных лопаток, охватывающих рабо­чее колесо. Жидкость, проходя между этими лопатками, изменяет направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Напор жидкости, создаваемый одной ступенью, составля­ет 3,5-5,5 м водяного столба. Например, для обеспечения па-пора в 900-1000 м в корпусе насоса монтируют по 160-200 ступеней, а когда необходимо создать больший напор, приме­няют двухсекционные насосы. Для эксплуатации скважин с

большим содержанием механических частиц (песка) в откачи­ваемой жидкости (от 1 до 10 грамм на литр) выпускаются по­гружные электроцеитробежные насосы в износоустойчивом исполнении.