книги / Основные положения о работе устройств, применяемых в горной, нефтегазодобывающей и энергетической промышленностях

Рис. 53. Установка погружного центробежного электронасоса

гружного электродвигателя 1 и протектора (защитного толстого ре­ зинового слоя) 2 (или протектора с компенсатором). Электродвига­ тель расположен непосредственно под насосом, поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из коль­ цевого пространства между эксплуатационной колонной и электро­ двигателем через фильтр-сетку 3.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой армату­ ры 7, автотрансформатора 9 и станции управления 10. Автотранс­ форматор предназначен для повышения (понижения) напряжения от силовой сети (380 В) до рабочего напряжения электродвигателя (350-2000 В, в зависимости от марки двигателя). По кабелю б, на­ мотанному на барабан 8, питается погружной электродвигатель 1. Для защиты от пыли и снега трансформатор устанавливают в буд­

ке. Станция управления позволяет вручную или автоматически за­ пускать в действие, останавливать установку и контролировать ее работу.

Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного простран­ ства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор 9 и станцию управления 10 поступает по кабелю 6 к электродвигателю 7, в результате чего начинает вращаться вал двигателя и насоса.

Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, ус­ тановленный на приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не слива­ лась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтиро­ ван обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают сливной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

Установки центробежных электронасосов обозначаются шиф­ ром УЭЦН, а установки с повышенной износостойкостью насоса — УЭЦНИ.

Установка погружного винтового электронасоса (УЭВН) со­ стоит из агрегата (двигателя, гидрозащиты, насоса), спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах; кабеля; оборудова­ ния устья скважины; автотрансформатора и станции управления, т. е. все узлы установки, за исключением самого насоса, такие же, как и в установке погружного центробежного электронасоса. Разница состо­ ит в том, что подача нефти к устью скважины осуществляется на вин­ товых лопастях насоса (рис. 54). В установках погружных винтовых электронасосов применяют четырехполюсные погружные электро­ двигатели с синхронной частотой вращения вала 1500 об/мин, в то время как в установках ЭЦН применяют двухполюсные электродви­ гатели с частотой вращения вала 3000 об/мин.

Винтовые насосы, в отличие от ЭЦН, используются для добычи вязкой нефти, с высоким газовым фактором и значительным коли­ чеством механических примесей.

Погружной винтовой насос имеет следующие основные узлы и детали: пусковую муфту, с помощью которой вал насоса через вал

Рис. 54. Рабочие органы одновинтового насоса (обойма и винт)

протектора соединяется с валом погружного электродвигателя (ПЭД); эксцентриковые муфты (со смещенной осью); правые и ле­ вые обоймы с винтами; предохранительный клапан, шламовую тру­ бу. Его рабочими органами являются однозаходные стальные вин­ ты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в два раза большим шага винта.

Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровые сетки. Нагнетаемая жидкость поступает в полость между винтами и за обоймой проходит к предохранительному клапану и далее в подъемные трубы. Пустое пространство между винтом и обоймой ограничивается контактной уплотняющей линией так, что всасы­ вающая полость отделяется от нагнетательной полости как в непод­ вижном, статистическом положении, так и в любой момент враще­ ния винта в обойме. Винт, вращаясь в обойме, совершает сложное планетарное движение (перемещение осей вокруг центра). За один оборот винта замкнутые полости, имеющие винтообразную форму, перемещаются с заключенной в них жидкостью на один шаг обой­ мы в осевом направлении в сторону нагнетания. При вращении вин­ та непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой. Жидкость перекачивается практически без пуль­ сации, не создавая стойкой эмульсии из нефти с водой.

Отличительной особенностью рабочего винта является то, что любое поперечное сечение, перпендикулярное оси вращения, пред­ ставляет собой правильный круг. Центры этих кругов расположены

на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего вин­ та. Поперечные сечения обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковы, но повернуты относительно друг друга. Сечение внут­ ренней полости обоймы образовано двумя полуокружностями с ра­ диусами, равными половине диаметра сечения винта, и двумя об­ щими касательными.

Продукция нефтяных скважин, в том числе и фонтанных, пред­ ставляет собой газожидкостную смесь (ГЖС). Газовая фаза смеси состоит из нефтяного (попутного) газа. Жидкая фаза состоит из нефти или смеси нефти и пластовой воды. Обводненность нефти, т. е. содержание воды в жидкой фазе, в потоке может колебаться от долей процента до 90 % и более.

2.3. Подготовка и перекачка полезного ископаемого

Обеспечение разработки нефтяных залежей и эксплуатации до­ бывающих и нагнетательных скважин месторождения осуществля­ ется нефтегазодобывающим управлением (НГДУ). В состав НГДУ входит сложный комплекс подземных и наземных объектов, соору­ жений и коммуникаций.

Укрупненная структурная схема производственных объектов НГДУ приведена на рис. 55. Продукция добывающей скважины (скважин) 1 по индивидуальному нефтепроводу поступает на авто­ матизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В про­ дукцию, как правило, добавляют реагент (удаляет парафины и солеотложения, препятствует коррозии, помогает при обезвоживании и обессоливании), а если ГЖС высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре, сопоставимой с температу­ рой окружающей среды, то ее подогревают в печи 3. Затем она на­ правляется в газожидкостную сепарационную установку первой сту­ пени сепарации (дегазации — отделение от попутного газа) 4 и далее на установку подготовки и перекачки нефти (УППН) в сепарацион­ ную установку второй ступени сеперации 5. После этого отделенная от газа водонефтяная смесь (ВНС) поступает в деэмульсационную установку* 6, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем — в стабилизационную установку 7 (предназначена для уда-

*Данная установка в литературе может иметь название УПСВ — установка

предварительного сброса воды — трехфазный сепаратор (нефть, газ и вода).

Рис. 55. Структурная схема добычи и подготовки добываемой продукции

нефтегазодобывающим предприятием

ления остаточного количества углеводородных газов и легких жид­ ких фракций). В технологическом блоке 8 определяют количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк. Если по каким-либо причинам готовая нефть не удовлетворяет заданным па­ раметрам, то она автоматически направляется на повторную дора­ ботку [20].

Выделившейся из нефти газ в установках 4, 5и7 после соответ­ ствующей обработки подается на компрессорную станцию 9 и да­ лее — на газоперерабатывающий завод.

Дренажная вода после деэмульсационной установки 6 поступа­ ет на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 10, где подготавливается для использования ее в системе поддержания пластового давления (ППД)* и направляется на кустовые насосные станции (КНС) 13, откуда — в нагнетательные скважины 14 место­ рождения. На КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств 11 через очистные сооружения 12.

Все скважины 7, как уже было сказано, по системе нефтепрово­ дов присоединяются к АГЗУ. АГЗУ предназначена для автоматиче­ ского измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора

"Система ППД предназначена для поддержания внутрипластового давления,

в результате чего обеспечивается повышение эффективности фонтанной добычи.

нефти и газа (передача ГСЖ со всего куста скважин по одному неф­ тепроводу — одной трубе), для контроля за работой скважин по на­ личию подачи ГСЖ, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при аварии.

Принципиальная технологическая схема АГЗУ показана на рис. 56. Установка состоит из переключателя скважин на замер, из­ мерительного блока, отсекателей скважин при аварийном состоя­ нии установки.

Принцип действия этой установки следующий. ГСЖ из всех подключенных к АГЗУ скважин поступает в многоходовой переклю­ чатель 4, который приводится в действие гидроприводом 15 через цилиндр управления 14. Полый патрубок (находится внутри пере­ ключателя 4), поворачиваясь на определенный угол по заранее задан­ ной программе, последовательно соединяется с одним из нефтепро­ водов от устьев подключенных к АГЗУ скважин. Продукция, преду­ смотренная для замера, разделяется на два потока последовательно в гидроциклоне 5, затем в газосепараторе 6, откуда газовый поток на­ правляется в трубопровод газовой линии, а жидкость — в накопи­ тель 7. Трубопроводы жидкостного потока, подключенные к турбин­ ному счетчику-расходомеру 10, образуют гидравлический затвор для накапливаемой жидкости в накопителе 7.

Накопление жидкости до заданного уровня и выпуск ее до на­ чального осуществляются с помощью поплавкового регулятора 8, связанного через блок местной автоматики 16 с краном 9 на газовой линии. Всплывающий поплавок 8 перекрывает при достижении за­ данного уровня кран 9 на газовой линии. Давление в накопительной емкости 7, возрастая, превышает давление гидрозатвора и выдавли­ вает жидкость через турбинный счетчик 10 в общий коллектор 12.

Как только уровень жидкости в накопителе 7 понижается до минимального заданного уровня, кран 9 на газовой линии открыва­ ется, давление в накопителе снижается и снова начинается цикл на­ копления жидкости. Время накопления жидкости и число циклов продавливания ее через счетчик 10 за период измерения зависят от дебита скважины.

После АГЗУ под напором скважинных насосов или под дейст­ вием пластовой энергии ГЖС поступает на дожимную насосную

3. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Тепловой электрической станцией (ТЭС) называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и тепловую энергию. Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием. Их можно классифици­ ровать по различным признакам. Рассмотрим наиболее известные классификации.

По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.

Районные электростанции — это самостоятельные электро­ станции общего пользования, которые обслуживают все виды по­ требителей района (промышленные предприятия, транспорт, насе­ ление и т. д.). Районные конденсационные электростанции, выраба­ тывающие в основном электроэнергию, часто сохраняют за собой историческое название ГРЭС (государственные районные электро­ станции). Районные электростанции, вырабатывающие электриче­ скую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды), называ­ ются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ, рис. 61). Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн кВт.

Промышленные электростанции — это электростанции, обслу­ живающие тепловой и электрической энергией конкретные произ­ водственные предприятия или их комплекс, например завод по про­ изводству химической продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они об­ служивают. Их мощность определяется потребностями промышлен­ ных предприятий в тепловой и электрической энергии, и, как прави­ ло, она существенно меньше, чем мощность районных электростан­ ций. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы. Ниже рассматриваются только районные электростанции.

По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, работающие на органическом топ­ ливе (ТЭС) и ядерном топливе (АЭС — атомная электростанция).

В качестве органического топлива для ТЭС используют газооб­ разное, жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭС России в ка-