Повышение энергоэффективности добычи нефти
..pdfРис. 16. Характеристики лабиринтно-винтовых насосов с усовершенствованной конструкцией:
1, 2 – ротор соответственно (7–6)/5 и (7–4)/5
Модернизация в первую очередь была связана с доработкой конструкции лабиринтно-винтового насоса с целью осуществления перекачки сред при наличии абразивных механических примесей и отдельных крупных твердых частиц в потоке. Второй вопрос касался поиска новых технических решений, позволяющих уменьшить массу ротора насоса. Ее снижение решает важную проблему балансировки, позволяет увеличить диаметр и частоту вращения ротора. Решение этих вопросов дает возможность значительно расширить область применения лаби- ринтно-винтовых насосов для добычи нефти.
С учетом отмеченного была разработана новая конструкция лабиринтно-винтового насоса (получено положительное решение о выдаче патента), в которой отсутствует шнек. Вместо него внутри обоймы с винтовой нарезкой установлен многосекционный ротор.
Каждая секция ротора представляет собой специальное лопастное колесо, зажатое между дисками. При сборке различных компоновок ротора использовали диски и рабочие лопастные
51
elib.pstu.ru
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).
|
|
|
Таблица 6 |
|
Энергетические характеристики УЭЦН и УЭВН |
||||
|
|
|
|
|
Энергетические |
Способ эксплуатации |
|||
характеристики |
УЭЦН – насос |
|
УЭВН – насос |
|
|
251-P8SSD |
|
270-D-3600 |
|
Производительность, м3/сут |
|
110 |
|
|
Напор, м |
|
1610 |
|
|
Глубина спуска, м |
|
2000 |
81,8 |
|
КПД, % |
55,28 |
|
||
Потребляемая мощность, кВт-ч |
58,79 |
|
|
40,67 |
|
ПЭД 67/1579/27 |
d50 |
||
Ток, А |
21,52 |
|
14,89 |
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
Рис. 18. Эксплуатация УШВН Baker Hughes в России: а – осложнения; б – причина отказа
Способ отбора пластовой жидкости с помощью винтового насоса получил наибольшее распространение при добыче вязкой нефти. При применении данного способа в работе участвуют: колонна НКТ с подвешенным на ней погружным винтовым насосом, погружной электродвигатель (ПЭД) и устьевое оборудо-
55
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
Рис. 19. Установка погружного пластинчатого насоса (а) и его поперечный разрез и разрез по сечению А–А (б)
Пластинчатый погружной насос содержит полый корпус 5,
снагнетательными каналами 6, статор 7 с внутренней полостью А и окнами 8, ротор 9 с выполненными в нем радиальными пазами 10, рабочие пластины 11, подшипники скольжения 12, верхнюю крышку 13, головку 14. Рабочие пластины размещены в радиальных пазах ротора с возможностью обеспечения радиального воз- вратно-поступательного перемещения. В корпусе и статоре противоположно друг другу выполнены проемы 15 высотой, соответствующей высоте пластины. Для предотвращения проворота статор закреплен шпонками 16. В верхней части ротора выполнен несквозной осевой канал 17, соединяющий пространство над насосом
срадиальными пазами ротора посредством радиальных отверстий 18. Опорами ротора служат подшипники скольжения, размещен-
57
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»
|
Верхний |
Нижний |
Средний |
Показатели |
и средний |
карбон |
карбон |
|
девон |
|
|
Глубина залегания, м |
1700–1750 |
1100–1200 |
600–1000 |
Динамическая вязкость нефти, |
|
|
|
мПа·с |
2,3–10(4,5) |
12–60 (30) |
40–200 (60) |
Газовый фактор, м3/т |
40–90 (54) |
5–30(10) |
4–20 (8) |
Давление насыщения,МПа |
9 |
4,5 |
1–3 (2) |
Плотность, кг/м3: |
|
|
|
нефти |
800–820 |
860–880 |
880–910 |
пластовой воды |
1020–1185 |
1010–1164 |
1000–1140 |
Диаметр эксплуатационной |
|
|
|
колонны, мм |
146,168 |
146, 168 |
146,168 |
Пластовое давление, МПа |
15–19(17) |
8–12(11) |
6–10(7,5) |
Пластовая температура, ºС |
38–42 (40) |
23–27 (25) |
20–24(22) |
Глубинаподвескинасоса, м |
1300–900 |
1100–800 |
800–600 |
Диаметр плунжера насоса, мм |
27–70 |
27–57 |
27–44 |
|
|
|
Таблица 8 |
|
Характеристики конструкций колонны штанг |
||||
в ОАО «Татнефть» |
|
|||
|
|
|
|
|
Характеристики |
Базовая конструкция колонны штанг |
|||
трехступенчатая |
одноступен- |
|||
|
чатая |
|||
|
|
|
||
Допустимая скорость откач- |
21 |
|
18 |
|
ки, м/мин |
|
|||
|
|
|
||
Продуктивность, |
0,2–100 (40) |
0,2–50(5) |
0,1–40 (2) |
|
т/(сут·МПа) |
||||
|
|
|
||
Вес колонны штанг, кН |
26–27 |
22–23 |
14–15 |
|
Нагрузка на плунжер насоса |
8–34 |
7–21 |
4–10 |
|
от столба жидкости, кН |
||||
|
|
|
||
Сумма статических нагрузок |
34–61 |
29–44 |
18–25 |
|
в точке подвеса штанг, кН |
||||
|
|
|
||
Максимальная нагрузка в |
|
|
|
|
точке подвеса штанг (без |
39–70 |
34–50 |
21–29 |
|
учета сил трения), кН |
|
|
|
|
Достаточная грузоподъем- |
80 |
60 |
40 |
|
ность привода, кН |
||||
|
|
|
||
60 |
|
|
|
elib.pstu.ru