Станок-качалка; 2 – устьевое оборудование; 3 – колонна НКТ; 4 – колонна насосных штанг; 5 – замковая опора; 6 – вставной штанговый насос; 7 – невставной штанговый насос 4 страница

Винт насоса обычно покрывается хромом с толщиной покрытия 0,07—0,08 мм. Резина обоймы водостойкая марки 93 или 8170 с твер­достью по Шору 60—70 единиц или маслостойкая марки 3466 с твер­достью 75—85 единиц. При большем давлении рекомендуется при­менять более жесткие резины. При небольших давлениях твердость резины может быть уменьшена до 40—50 единиц.

Малонапорные винтовые насосы для отбора воды из скважин были разработаны в ОКБ по бесштанговым насосам. Эти насосы имеют погружной электродвигатель. В результате анализа геометрии и кинематики рабочих органов сложная в геометрических формах система замкнутых полостей насоса и его рабочий процесс пред­ставлены Д. Ф. Балденко простой моделью плоского движения волны гармонического колебания гибкого стержня бесконечной длины между двумя граничными прямыми. Малонапорные насосы 1ВВ-1,6/16 были выпущены Зарайским механическим заводом и по­казали хорошую работоспособность в скважинах водоснабжения сельскохозяйственных организаций. Насос 1ВВ-1,6/16 имел подачу 1,6 м³/ч и напор 160 м.

Одновинтовые насосы для подъема жидкости из нефтяных сква­жин разрабатываются в ОКБ по бесштанговым насосам. Одновинтовые насосы для добычи нефти значительно сложнее насосов, рассмотренных выше, Это объясняется тяжелыми условиями их эксплуатации, большими напорами (600 м и более), содержанием газа и механических примесей в откачиваемой жидкости, повышенной температурой и т. д. Несмотря на это он представляет один из наи­более интересных объемных насосов с электроприводом для добычи нефти. Он имеет преимущества объемных насосов — относительно высокую эффективность при малых подачах жидкости, уменьшенное перемешивание жидкости по сравнению с центробежным насосом, наименьшее число движущихся деталей и отличается простотой изготовления рабочих органов насоса. Его основные недостатки — вращение вала по окружности с радиусом, равным эксцентриситету (см. рисунок 10.66), приводит к необходимости введения в конструкцию сложных и ненадежных муфт и отражается на работе уплотнения вала у электродвигателя; изменение размеров резины обоймы в процессе работы насоса, что приводит к изменению зазора или натяга у вала; пригорание резины при значительном содержании газа в откачива­емой жидкости.

Винтовой насос подвешивается в скважине на насосно-компрессорных трубах вместе с протектором, электродвигателем и токоподводящим кабелем. Все элементы электропривода у одновинтового насоса такие же, как и у глубинного центробежного насоса.

Одновинтовые насосы для добычи нефти разрабатывали на по­дачи 40, 80, 130, 160 и 200 м³/сут жидкости (2—8 м³/ч) и напоры 600—1400 м. К. п. д. насосов находился в пределах 0,4—0,7. При этом увеличение вязкости перекачиваемой жидкости не уменьшает к. п. д. насоса так, как это имеет место у центробежных насосов. Насосы работают от двигателей, имеющих 2800—3000 оборотов вала в минуту. В настоящее время исследуется работа насоса при меньших числах оборотов и определяется наиболее выгодное их гасло в зависимости от вибрации, долговечности и эффективности аасосного погружного агрегата.

Применение опытных винтовых насосов в различных нефтедобы­вающих районах показало, что при содержании большого количества песка и воды в откачиваемой жидкости использование имеющихся конструкций насосов не эффективно. В восточных нефтедобывающих районах насосы показали лучшие результаты, но и для этих условий требуется дальнейшее их усовершенствование. В ряде скважин насосы работали длительное время. В скважине НГДУ Туймазанефть, вскрывающей пласты угленосной свиты, в 1964—1965 гг. насос ЭВН5-40-600 проработал 16 месяцев, насос ЭВН5-80-1000 проработал 206 суток.

В тяжелых условиях девонских скважин Мухановского месторождения НГДУ Первомайнефтьв 1967—1968 гг. отдельные установки ЭВН5-40-1000 и ЭВН5-80-1000 работали до 92 сут без ремонта и до 102 сут.

Подбор узлов установки винтового насоса по характеристике скважины и откачиваемой жидкости производится в том же порядке, как и узлы глу­бинного центробежного насоса с электроприводом. Содержание большого количества свободного газа в откачиваемой жидкости здесь уменьшает срок службы насоса, поэтому столь же важно пра­вильно выбрать достаточную глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине. Для обеспечения большей надежности в работе насоса -5 желательно иметь такое же погружение, как и у центробежного насоса.

Подача насоса в м³/сут определяется следующей формулой:

Q=5760∙e∙D∙T∙n∙η₀,

где е – эксцентриситет винта; D –диаметр сечения винта; Т – шаг обоймы; п – число оборотов в ми­нуту; η₀ – объемный к. п. д. насоса.

Все размеры насоса принимаются в метрах. Объемный коэффициент полезного действия принимается в пределах 0,7–0,9. Эта величина зави­сит от посадки винта в обойме (с натягом или зазо­ром), характеристики резины и развиваемого насосом напора.

Мощность привода определяется по известной формуле (см. глубинные центробежные насосы). К. п. д. при этом равен

η = η₀ η_м η_г ,

где η_м, η_г — механический и гидравлический к. п. д. насоса. И та и другая величина принимается по номинальному режиму работы насоса.
Они существенно снижаются при уменьшении напора насоса и незначительно возрастают при его увели­чении против номинального значения. Механический кпд можно принимать в пределах 0,75-0,85, а гидравлический - 0,6 - 0,7.

Исследовательские работы по винтовым насосам и доработка конструкции позволили существенно повысить их работоспособность.

Рисунок 10.67 – Схема винтового глубинного насоса

Изменилась компоновка рабочих органов насоса, позволившая уменьшить осевые усилия, действующие на опоры насоса, применены резины с лучшими свойствами, более надежные муфты. В результате улучшилась работоспособность насоса.

На рисунке 10.67 показан общий вид винтового насоса. Он имеет два рабочих винта 4 и 7 и две обоймы 3 и 6. Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровых сетки 2. Нагнетаемая жидкость посту­пает в полость между винтами и за обоймой 3 проходит к предохрани­тельному клапану 1 и далее в насосно-компрессорные трубы. Привод насоса идет от двигателя через протектор 10, пусковую муфту 9 и вал 8. Шарнирные муфты 5 позволяют осям винтов вращаться по окружности с радиусом, равным эксцентриситету. Осевые усилия от двух винтов растягивают муфту, расположенную между ними, и взаимно компенсируются.

Заключение

Объемный способ добычи нефти имеет некоторые преимущества перед УЭЦН (добыча нефти с высоким содержанием песка, малодебитные скважины и т.д.), что в настоящее время делает его незаменимым при эксплуатации. Расположение дорогостоящего электрического двигателя на поверхности делает возможным удешевление насосного агрегата, регулирование частоты вращения ротора насоса в зависимости от изменившихся условий добычи.

Список использованных источников

1. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

2. Казак А.С., Росин И.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. – М.: Недра, 1973. – 232 с.

Лекция 10.12

Введение

Струйные насосы относятся к бесштанговым способам добычи, нашли широкое применение на шельфовых месторождениях. Простота конструкции, отсутствие подвижных частей, групповые схемы размещения прочно закрепили место в добывном оборудовании струйные насосы.

Основная часть

Струйный насос имеет два основных элемента: сопло и диффу­зор, состоящий иногда из нескольких деталей (см. рисунок 10.68 и описание насоса).

К соплу подается рабочая жидкость под большим давлением. Она выходит из сопла в камеру смешения со значительной кинети­ческой энергией. Откачиваемая жидкость поступает в ту же камеру и увлекается струей рабочей жидкости в горловину диффузора. В смесительной камере и начале горловины диффузора потоки жид­кости смешиваются, и кинетическая энергия рабочей жидкости частично передается откачиваемой. Далее в диффузоре кинетическая энергия преобразуется в потенциальную, и смесь выходит из насоса с определенным давлением. Все эти процессы сопровождаются боль­шой потерей энергии и поэтому к. п. д. насоса не велик.

Такие насосы широко и давно используются в промышленности и сельском хозяйстве, в частности, для отбора воды из неглубоких колодцев, скважин, котлованов и для других подобных нужд.

Эти насосы не имеют движущихся и трущихся частей, поэтому при небольших напорах они достаточно долговечны, даже при со­держании в откачиваемой жидкости механических примесей, песка.

В тридцатых годах в Германии была опробована установка для отбора жидкости из глубоких скважин. Для этого использовались несколько, последовательно работающих, относительно малонапор­ных струйных насосов. Позднее гидравлическая лаборатория Кали-

форнийского университета исследовала высоконапорные струйные аппараты с давлением до 62 кгс/см².

В 1946 г. ВНИИнефть запроектировал струйный насос для от­бора жидкости из скважин. В конце 1940-х годов в Гипронефтемаше была разработана конструкция высоконапорного струйного насоса и начато исследование его рабочего процесса с давлением рабочей жидкости у сопла от 20 до 90 кгс/см². В тот же период вре­мени автором были предложены конструкции глубинных струйных насосов для отбора жидкости из скважин, которые позволяли опу­скать и поднимать насос без подъема труб, используя энергию ра­бочей жидкости, подаваемой с поверхности. Этот способ спуско-подъема погружного агрегата описан в разделе глубинных поршне­вых насосов с гидроприводом.

На промысле объединения Казахстаннефть струйный насос с та­кой конструкцией испытывался для подъема жидкости из неглубо­кой (около 200 м) нефтяной скважины со значительным содержанием песка в откачиваемой жидкости. Испытания показали принципиаль­ную работоспособность струйной установки, возможность спуска и подъема глубинного насоса рабочей жидкостью. Однако энергети­ческие показатели установки были низкие. К тому же и стойкость сопла и диффузора была недостаточна. Поэтому указанные выше исследования струйного насоса были продолжены с целью получе­ния большей его эффективности и стойкости против износа.

Для увеличения эффективности струйного насоса необходимо было создать возможно лучшие условия смешения потоков, т. е. установить такие диаметр и длину камеры смешения (горловины), расстояние сопла до горловины, конфигурацию диффузора, которые наиболее соответствовали бы поставленной задаче.

При стендовых испытаниях определили коэффициент инжекции, соотношение давления, создаваемого струйным насосом, давление поверхностного насоса и коэффициент полезного действия. Затем находили наиболее выгодные проверяемые размеры.

Характерной особенностью струйного насоса является то, что при определении к. п. д. установки в затрачиваемую работу не вклю­чается полное давление рабочей жидкости перед рабочим органом насоса, т. е. учитывается только та часть давления у сопла, которая создается поверхностным насосом, на который и расходуется энер­гия, а не полное давление, складывающееся из этого давления и дав­ления, создаваемого столбом рабочей жидкости в скважине в тру­бопроводе, подводящем жидкость к соплу. В то же время давление на выкиде насоса принимается полное, с учетом столба -поднимаемой жидкости.

Таким образом, погружной насос при .определенных подаче и напоре требует для своего привода меньше энергии, чем поверх­ностный насос с теми же параметрами.

Для первых исследований были взяты рабочие органы струйного насоса, рассчитанные по методике Всесоюзного теплотехнического института.

При давлении у сопла 20 кгс/см² результаты опытные и расчет­ные были близки (в скобках приведены опытные данные).

Коэффициент инжекции и ................... 0,24 (0,232)

Отношение давлений к_л ………………….1 (1)

К. п. д. насоса η, %............................. 0,24 (0,232)

При этом оптимальные размеры рабочих органов были следу­ющие в мм:

Диаметр сопла..................................................... 6

Диаметр горловины . . .......... ....:……………. 8,5

Длина горловины....................................... ….. 34

Расстояние от сопла до горловины.................. 15

При давлении 40 кгс/см² опытные и расчетные данные отличались значительно при подпоре, равном нулю:

Коэффициент инжекции и ................... 0,6 (0,385)

Отношение давлений к_л ………………….. 0,49 (0,476)

К. п. д. насоса ц, %.................................. 29,6 (18,3)

Как видно, основное снижение характеристики произошло из-за уменьшения коэффициента инжекции. С целью определения воз­можности интенсификации смешения откачиваемой жидкости с ра­бочей жидкостью были проведены опыты с повышенным давлением на приеме струйного насоса, а в последующие годы с соплами, име­ющими различную конфигурацию отверстия (с увеличенной поверх­ностью струи рабочей жидкости).

Последние опыты были проведены с соплами, имеющими тре­угольные, прямоугольные и другие отверстия при равных площа­дях проходных сечений. Изменение периметра отверстий доходило до 128,5%. Площадь выходного отверстия сопла была равна 18,84 мм². С увеличением периметра сечения струи без изменения площади его сечения инжекция увеличивалась, а давление на выходе у насоса снижалось. В результате испытаний было подтверждено, что опти­мальным выходным сечением сопла является круглое.

Увеличение подпора на приеме струйного насоса повышало его эффективность. Основное повышение параметров было при росте подпора до 8% от напора, создаваемого струйным насосом.

Полученные данные позволили перейти к определению оптималь­ных величин исследуемых элементов струйного насоса. Было выяв­лено, что у высоконапорных струйных насосов длина цилиндриче­ской части горловины диффузора должна быть в пределах 7—9 ее диаметров. Отношение площадей сечения отверстия сопла и горло­вины диффузора, расстояние от сопла до горловины, угол раскрытия диффузора, как показали исследования насосов с напором рабочей жидкости до 90 кгс/см², находятся в пределах, близких от оптималь­ных их значений для низконапорных насосов. При увеличении напоров рабочей жидкости до 270 кгс/см² соотношения площадей сопла и горловины увеличиваются и выходят за пределы этих опти­мальных соотношений. Они увеличиваются примерно с 0,30 до 0,55. В результате дальнейших исследований были получены пара­метры работы струйного насоса, приведенные в таблице.

Таблица

Исследования, проведенные с дальнейшим повышением давле­ния, и отработка рабочих органов насоса показали, что можно до­стигнуть эффективности в пределах 30 — 32%.

Дальнейший анализ параметров работы глубинного струйного насоса и потерь, ожидаемых во всей установке (включая трубопро­воды и поверхностный насос), показал, что для добычи нефти эта установка недостаточно эффективна. В то же время простота, отно­сительная долговечность и надежность струйного насоса делают возможным применение этого типа насоса в осложненных условиях при отборе жидкости из скважин.

В 1950-х годах повышение эффективности насоса до 30—32% и возможность отбора жидкости с песком позволили рекомендовать насос для следующих эксплуатационных работ: а) очистки песча­ных пробок без создания давления на пласт; б) освоения песчаных скважин, оконченных бурением или вышедших из капитального ремонта; в) дренирования неглубоких песчаных нагнетательных скважин, выносящих при этом большое количество песка.

Учитывая большие осложнения из-за образования песчаных про­бок и неэффективность обычных промывок в скважинах с низким пластовым давлением автором совместно с А . А. Богдановым и 3. С. Помазковой был рекомендован струйный насос для очистки песчаных пробок мощностью 15—20 м в скважинах, глубиной 400— 800 м. В Азнефти ежегодно производилось более 44 тыс. под­земных ремонтов скважин с целью очистки их от песчаных пробок. На эти работы тратилось около 6,5 млн. руб.

Для очистки скважин от песчаных пробок был разработан глу­бинный аппарат (рисунок 10.68). Он состоит из сопла 5 и диффузоров 5, 3, 4,

Рисунок 10.68 – Глубинный струйный аппарат

включающих износостойкую горловину 4, и начало раструба диффу­зора 3. Последние две детали выполняются из износоустойчивой стали с высокой твердостью или из керамики, поскольку в этой части насоса жидкость с песком идет с большой скоростью (порядка 80—120 м/сек).

Глубинный аппарат спускается в скважину на специальных сдвоенных (концентричных) трубах. Внешний ряд труб соединяется с насо­сом и между собой резьбой. Внутренний ряд имеет уплотнение — резиновое кольцо, входящее в посадочное место нижней детали (место сое­динения показано на рис. 54). По кольцевому пространству труб к глубинному насосу подается рабочая жидкость. Она проходит фильтр 2 и по каналам детали 6 подходит к соплу 5. Жидкость, откачиваемая из скважины, проходит через фильтр 8 и обратный клапан 7 к смесительной камере, находящейся между соплом 5 и горло­виной диффузора 4. При спуске аппарата до пес­чаной пробки он упирается в нее пятой 14. Если пробка не плотная, аппаратпогружается в нее и начинает отбирать песчаную пульпу, поднимая ее на поверхность. Если пробка плот­ная, то при спуске аппарата пята поднимает шток 12 и шар клапана 10. Тогда рабочая жид­кость проходит по каналам деталей 9 и 11 к трем соплам 13. Жидкость, выходя из них, с большой скоростью размывает плотную песча­ную пробку. Во время размыва пробки при сни­жении подачи струйного насоса или кратковре­менном прекращении отбора жидкости из сква­жины клапан 7 предотвращает уход рабочей жидкости через сопло в скважину или жидко­сти из труб через диффузор.

При чистке скважины от песчаной пробки (рисунок 10.69) струйный аппарат и сдвоенные трубы 1 подвешивают на крюке 7 в скважине. При по­мощи специального вертлюга 6 к трубам подво­дится рабочая жидкость и отводится откачива­емая пульпа. Промывочный агрегат 10 подает рабочую жидкость по трубам, а затем по шлангу высокого давления 2 \к вертлюгу. На этом тру­бопроводе смонтирован перепускной кран 4 для регулировки режима работы струйного насоса. Отводимая часть рабочей жидкости по шлангу 3 подается в скважину или в какую-либо емкость. По мере чистки пробки и спуска труб подъемником 5 их наращивают, используя сдвоенные трубы, подве­зенные на лафете 9.

Техническая характеристика установки для очистки скважин следующая:

Наружный диаметр струйного аппарата, мм ... ………………………….90

Наружный диаметр сдвоенных труб, мм ……………………………….. 63

Наибольшая глубина спуска насоса, м. …………………………………1000

Расход рабочей жидкости, л/сек........... ………………………….. 1,6—1,85

Давление рабочей жидкости (у поверхностного насоса), кгс/см2 80—170

Рабочая жидкость.................................. …………………….техническая вода

1 — сдвоенные трубы; 2 — шланг высокого давления; 3,4 — перепуск для регулировки ре­жима работы насоса; 5 — подъемник; в — вертлюг; 7 — крюк; 8 — выкидной шланг; 9 — лафет для сдвоенных труб; 10 — промывочный агрегат.

Рисунок 10.69 - Оборудование скважины для очистки ее от песчаной пробки.

Время промывки 1 м песчаной пробки в мин. указано в таблице.

Таблица

Экономический эффект, получаемый при очистке скважин от песчаных пробок струйным аппаратом, обусловлен его преимуще­ствами перед чисткой скважин промывкой или желонкой.

Широко применяемые в практике способы очистки скважин от песка промывкой и очистка желонкой имеют следующие особенно­сти: при первом создается давление промывочной жидкости на пласт, • а второй требует подъема желонки на поверхность после каждого захвата сравнительно небольшой части песчаной пробки.

Таким образом, при промывке значительная доля подаваемой в скважину жидкости (обычно употребляется вода) заходит в пласт. Вследствие этого глубинный насос первое время (иногда 2—3 дня) практически не подает нефть, откачивает воду и при этом из пласта в скважину возвращается песок, не поднятый при промывке. Там_г где пласт не поглощает промывочную воду, выгодней использовать обычную промывку скважины.

При очистке желонкой тратится много времени на ее спуск и подъем.

Очистка скважин от песка с помощью струйного насоса происхо­дит в отличие от промывки без обводнения пласта и с повышенной (в 2—3 раза) производительностью труда по сравнению с очисткой желонкой. Этому сопутствует и увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин.

В связи с этими особенностями струйного аппарата его рекомен­дуют применять в основном в скважинах, где не используется про­мывка, а чистка производится желонкой при значительной мощности пробки. Последнее обусловливается тем, что 70% времени ремонта скважины при использовании струйного насоса затрачивается на спуско-подъемные работы, а непосредственная чистка 1 пробки производится в 10 раз быстрее, чем чистка желонкой.

В объединении Азнефть в год обычно производилось около 1000 чи­сток пробок струйным аппаратом. В 1960 г. было удалено из скважин 16,5 тыс. м песчаной пробки. Экономия составила около 50 тыс. руб.

Основными недостатками струйных аппаратом, которые выяви­лись в процессе их эксплуатации, являются: недостаточное давле­ние, развиваемое поверхностным промывочным агрегатом, пода­ющим рабочую жидкость; недостаточная прочность шланга высокого давления; трудоемкость операций со сдвоенными трубами и недоста­точная надежность их уплотняющих элементов.

Все эти недостатки не являются принципиальными. При переходе на сдвоенные трубы меньшего диаметра, при применении современ­ных промывочных агрегатов и усовершенствовании остальных уз­лов установки она может быть эффективно использована.

Лекция 11.1

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации К_э,т.е. отношением времени фактической рабо­ты скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составля­ет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и вос­становительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологи­ческих режимов эксплуатации скважин, вызванных возможны­ми неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планиру­ется заблаговременно и проводится в соответствии с графика­ми ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызван­ный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный период работы скважин - это продолжи­тельность фактической эксплуатации скважины от предыдуще­го ремонта до последующего. Эта продолжительность опреде­ляется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течении определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Основными путями повышения К_э (это равнозначно добыче нефти) являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Рассмотрим более подробно виды подземных ремонтов.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.1997, к текущему ремонту относятся следующие работы (см. таблицу )

Таблица .1 – Разновидности текущего ремонта скважин

Вышеприведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще на­зывают бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлече­ние НКТ), не занимающих много времени.