1474

В ВолгоградНИПИнефть были проведены исследования рас­ пределительного клапана гидроимпульсного насоса (ГИН). Эк­ сперименты проводили на натурном образце распределительно­ го клапана при различной суммарной площади сечений дрос­ сельных отверстий и разных размерах хода клапана. Давление измеряли образцовыми манометрами на входе и выходе распре­ делительного узла.

Технические характеристики гидроимпульсного насоса, раз­ работанного в Волгограде ЗАО «ПАРМ-ГИНС», приведены ниже

Пластовая жидкость, откачиваемая насосом, может содержать сероводорода не более 0,01 г/л.

Отсутствие ограничения на наличие свободного газа на при­ еме выгодно отличает ГНИ от штанговых или центробежных скважинных насосов. Еще одной особенностью ГИНа является амплитуда колебания импульсов давления (20—80 атм.) и часто­ та их следования (5—30 ударов в секунду), которые позволяют предположить, что все загрязняющие материалы будут выноситься из призабойной зоны пласта. Таким образом происходит откач­ ка жидкости из пласта при одновременном импульсном воздей­ ствии на пористый коллектор.

Промысловые испытания гидроимпульсного насоса доказали его работоспособность и возможность откачивать жидкость с глу­ бин до 2085 метров.

Помимо сказанного в предыдущих главах, в качестве выво­ дов будет уместно указать те преимущества, которыми обладает гидроимпульсный насос по сравнению с существующими типа­ ми насосов:

1)отсутствие в стволе скважины длинной механической свя­ зи глубинного агрегата с наземным приводом (ШСНУ) или элек­ трокабеля (УЭЦН);

2)возможность использования потоков рабочей жидкости не только для передачи энергии для привода забойного агрегата, но и для проведения многих технологических операций, например, пе­ редачи к забою химических реагентов, тепла, растворителей и т.д.;

3)возможность осуществления наземного группового приво­ да на кустах скважин, что позволяет увеличить технологические возможности.

Кочевидным недостаткам можно отнести неотработанность конструкций гидроимпульсных насосных установок.

6.5. ТУ РБО Н А СО СН Ы Е УСТАНОВКИ

Турбонасосные установки предназначены для добычи нефти из скважин средних и высоких дебитов и представляет собой сложный агрегат с лопастной турбиной и центробежным насо­ сом (рис. 6.25).

Турбонасосный агрегат включает в себя лопастную турбину, вал которой соединен с валом центробежного насоса. Турбина приво-

Рис. 6.25. Турбонасосная установка для добычи нефти.

1— система очистки и подготовки рабочей жидкости; 2 — силовой насос; 3 — устье­ вая арматура; 4 — скважина; 5 — колонна труб; 6 — турбина; 7 — центробежный на­ сос; 8 — пакер

дится в действие при закачке в нее с поверхности рабочей жидкости. Цент­ робежный насос отбирает из скважи­ ны жидкость и нагнетает ее на поверх­ ность. Рабочая жидкость, отработавшая в турбине, выходит в тот же канал, что и добытая жидкость, и в смеси с ней поднимается на поверхность. На по­ верхности смесь разделяется, и добы­ тая жидкость с нефтью идет в промыс­ ловую сеть, а рабочая жидкость (в боль­ шинстве случаев вода) поступает в по­ верхностный насос и далее в скважину для привода погружной турбины.

Такие насосы предназначены для отбора больших количеств жидкости из скважин (400—500 м3/сут и более) с относительно малых глубин (в опыт­ ных образцах 200—1000 м).

Преимущество такой насосной ус­ тановки — возможность отбора боль­ ших количеств жидкости из скважи­

ны при достаточно высокой эффективности (КПД около 0,3— 0,25). При этом возможна эксплуатация наклонно-направлен­ ных скважин. Установка может быть выполнена сбрасываемой в скважину при увеличенной частоте вращения вала. Это суще­ ственно снижает объем ремонтных работ на скважине.

Однако недостатки этой установки пока не преодолены. Боль­ шие объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, тре­ буют обустройства ее каналами со значительными проходными сечениями. В скважинах с обсадными колоннами диаметром 146

и 168 мм это трудновыполнимо. На поверхности необходимо организовать очистку и подготовку больших количеств рабочей жидкости, что приводит к установке металлоемкого оборудова­ ния, требует затрат на его обслуживание.

Фирма Weir Pumps (Великобритания) разработала несколько типоразмеров турбонасосов, рабочие параметры которых приве­ дены ниже.

Кроме того, существуют особые конструкции турбонасосов для работы при более высоких температурах.

Турбонасосы имеют следующие преимущества:

—отсутствие погружного электродвигателя и кабеля исключает все сложности выполнения спускоподъемных операций в сква­ жинах со значительной кривизной ствола, позволяет исполь­ зовать турбонасосы для подъема жидкостей с высокими тем­ пературами, в том числе из геотермальных скважин;

—незначительная габаритная длина скважинного агрегата по сравнению с электроприводными центробежными насосами дает возможность применять его в скважинах с большой ин­ тенсивностью набора кривизны, облегчает транспортные и монтажные, работы;

—отсутствие клапанов в скважинном насосном агрегате обуслов­ ливает использование турбонасоса практически без ограниче­ ний по кривизне ствола скважин вплоть до горизонтальных;

—подшипники насоса и турбины гидростатического типа, что обеспечивает прочную и надежную работу опоры ротора аг­ регата; смазка подшипников выполняется предварительно очи­ щенной и подготовленной жидкостью, что защищает подшип­ ники от воздействия абразивных компонентов скважинной жидкости;

—гибкость регулирования рабочих характеристик, широкий ра­

бочий диапазон плавного изменения подачи насоса;

—возможность применения скважинного турбонасосного агре­ гата сбрасываемого типа;

—неограниченность глубины спуска турбонасоса;

—в скважину могут вводиться различные химические реагенты, ингибиторы коррозии, деэмульгаторы и др.;

—можно применить различные методы глушения скважин пе­ ред подземным ремонтом, в том числе при нахождении тур-

бонасосного агрегата в скважине.

Для спуска турбонасосного агрегата в скважину используют­ ся стандартные НКТ и оборудование, применяемые в нефтяной промышленности. Силовые поверхностные насосы выбираются из множества стандартных насосов компании Weir Pumps' таким образом, чтобы обеспечивать любой эксплуатационный режим скважинного турбонасосного агрегата. Как и скважинные на­ сосные агрегаты, поверхностные силовые насосы разработаны и изготовляются с использованием новейших технологий. Эти на­ сосы практически безотказны в работе на нефтяных промыслах, Наиболее часто применяются следующие типы поверхностных установок:

•силовой насос поверхностный с подачей рабочей жидко­ сти до 56 м3/ч, давлением до 42,7 МПа, предназначенный для обеспечения работы скважинных турбонасосов в од­ ной или двух спаренных скважинах (турбонасосы исполь­ зуются на промыслах Forties компании British PetroLeum);

силовой поверхностный насос с подачей рабочей жидко­ сти до 110 м3/ч, давлением до 45,7 МПа, для работы сква­ жинных турбонасосов на групповых установках (турбона­ сосы используются на промыслах AUK компании SheLL);

силовой поверхностный насос серии ОК с большой пода­ чей рабочей жидкости до 3400 м3/сут, давлением до 40 МПа, применяемый не только для привода турбонасосов, но и для одновременного нагнетания жидкости в пласт (насосы используются на нефтяных промыслах Северной Африки).

Параметры выпускаемых фирмой Weir Pumps турбин и насо­ сов для эффективного подъема нефти из скважин диаметром 127...300 мм и глубиной до 2500 м приведены в табл. 6.8.

Для изготовления узлов и деталей турбонасоса использованы материалы, обеспечивающие максимальную коррозионную из­ носоустойчивость. Наружный корпус турбонасоса и рабочие ко­ леса изготовлены из легированных сталей с высоким содержа-

нием хрома. Рабочие элементы статора и ротора турбины, втул­ ки и кольца, а также подшипники, изготовлены из стеллита (ко­ бальтохромовольфрамовая сталь). Вал изготовляется из сплава

К-монель К-500 с пределом текучести 1560,8... 1120 МПа.

Вотличие от скважинных электроприводных центробежных насосов с постоянной частотой вращения вала частоту враще­ ния и подачу турбонасосных агрегатов можно варьировать в за­ висимости от эксплуатационных характеристик скважины и пла­ ста. Это достигается изменением подачи жидкости силового по­ верхностного насоса. Для глубоких скважин при использовании турбонасосов характерно высокое давление, а для скважин с малыми глубинами спуска — более низкие давления и большие подачи. По специальным таблицам и диаграммам можно подо­ брать необходимые параметры и типоразмеры турбонасосов и поверхностных силовых насосов исходя из эксплуатационных условий.

Спуск — подъем скважинного агрегата может выполняться либо на насосно-компрессорных трубах, либо на канате, либо свободным сбрасыванием в сочетании с гидроприводом. Подвод рабочей жидкости может осуществляться как по НКТ (прямая схема), так и по кольцевому межтрубному пространству (обрат­ ная схема). Жидкость может поступать в скважину из системы поддержания пластового давления.

К недостаткам этой системы следует отнести необходимость очистки, дегазации и подготовки большого количества жидко­ сти, что приводит к увеличению металлоемкости поверхностно­ го оборудования и соответственно к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат на обслуживание.

Необходимо также отметить перспективность этого вида обо­ рудования на морских промысловых платформах и в труднодос­ тупных районах.

В последние десятилетия фирмой Kobe создавались турбонасосные агрегаты свободно сбрасываемого типа, которые подоб­ но гидропоршневым насосным агрегатам можно спускать или поднимать из скважины с помощью жидкости. Наземное обору­ дование турбонасосной установки аналогично наземной части гид­ ропоршневых и струйных установок фирмы Kobe. Турбонасосы фирмы Kobe с аксиальными рабочими ступенями насосов и тур­ бин рассчитаны на частоты вращения вала 10000—65000 мин'1 и перепады давления рабочей жидкости в турбинах до 28 МПа, что обусловливает их повышенную чувствительность к мехпримесям в жидкости.

В установках фирмы Kobe система подготовки рабочей жид­ кости для привода турбины и смазки (тонкая очистка) двухсту­ пенчатая. Первая стадия очистки реализуется на поверхности, вторая — в глубинном агрегате, в специальном центробежном устройстве тонкой очистки. Из него чистая жидкость распре­ деляется для смазки всех подшипников турбины и насоса. Упор­ ный подшипник размещен между турбиной и насосом. К двум сторонам его через диафрагмы под высоким давлением подво­ дится смазывающая жидкость, что обеспечивает осевое усилие, эффективно противодействующее неуравновешенным осевым нагрузкам в турбомашине.

Конструктивно каналы для смазочной жидкости выполнены в виде продольных прорезей в соответствующих кожухах агрега­

та, корпус которого состоит из коротких секций, соединенных муфтой. В корпусе размещены центрирующие секции турбины и насоса. Максимальный КПД агрегата диаметром 59 мм не­ сколько выше 0,5. С увеличением перепада давления в турбине область режимов работы с высоким КПД существенно расши­ ряется. Увеличить напор насоса можно снижением подачи или изменением перепада давления в турбине. Последнее позволяет также сократить расход рабочей жидкости, затраты на ее подго­ товку и гидравлические потери в системе, т.е. повысить эффек­ тивность в целом. Максимальная расчетная подача турбонасо­ са диаметром 59 мм составляет 800 м3/сут, диаметром 73 мм — 1600 м3/сут, диаметром 100 мм — 4000 м3/сут. Длительные про­ мысловые испытания турбонасосных агрегатов фирмы Kobe ди­ аметром 59 мм подтвердили принципиальную работоспособность скважинного оборудования.

6.6.В И БРА Ц И О Н Н Ы Е

НА СОСНЫ Е УСТАНОВКИ

Вибрационные машины широко применяются в строитель­ ной промышленности, в бурении неглубоких скважин и в дру­ гих областях техники. Установки вибрационных насосов отли­ чаются простотой конструкции скважинного оборудования, от­ сутствием в нем трущихся или вращающихся рабочих пар, не­ большими габаритами и достаточно высокими значениями КПД.

Многоклапанный вибрационный глубинный насос предназ­ начен для откачки жидкости из нефтяных скважин, обладает относительно малой металлоемкостью оборудования и длитель­ ным межремонтным периодом скважин при откачке жидкости, содержащей механические примеси (песок). Многоклапанный вибрационный насос разработан в 70-х годах «ВолгоградНИПИнефть» и успешно прошел испытания на нефтепромыслах объе­ динения «Эмбанефть».

Насосная установка (рис. 6.26) состоит из механического виб­ ратора с электроприводом /, устанавливаемого на устье скважи­ ны, пружины 2, колонны насосно-компрессорных труб 3, об­ ратных клапанов 4 и центраторов 5.