Винтовые насосы. 
Способы добычи нефти

Установка винтового погружного насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса здесь используется винтовой насос. В установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяются четырехполюсные погружные электродвигатели с частотой вращения 1500 об/мин.

Погружной винтовой насос состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой муфты, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с валом погружного электродвигателя; эксцентриковых муфт; правых и левых обойм с винтами; предохранительного клапана и трубы. Рабочими органами винтового насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрессорные трубы. За один оборот винт два раза перекроет камеры в обойме, т. е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости.

Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи насоса.

При работе погружного винтового насоса не происходит интенсивного эмульгирования жидкости.

Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами Россия занимает в мире ведущее место по производству и использованию для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). До 60% нефти России и до 70% нефти Западной Сибири добывается с использованием УЭЦН.

Состояние нефтяной промышленности России подошло к такому периоду, когда дальнейшая эксплуатация скважин возможна лишь при модернизации процесса добычи нефти, из-за существенного ухудшения эксплуатационных условий.

ЭЦН имеет преимущество перед ШГН в следующем:

Возможность отбора до 1000 и более м3 в сутки;

Возможность использования в скважинах с глубиной более 3000 метров;

Высокий межремонтный период (более 500 суток);

Возможность проведения исследовании в скважине без подъема насосного оборудования;

Менее трудоемкие методы удаления АСПО со стенок НКТ.

Все это способствовало тому, что ЭЦН нашли широкое применение. Электроцентробежные погружные насосы применяются в глубоких и наклонных нефтяных и сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются заводами электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Установка электроцентробежного насоса предназначена для отбора пластовой жидкости:

с максимальным содержанием твердых частиц 0,01%;

• — с максимальной обводненностью 99%;
• — с максимальным объемным содержанием свободного газа на приеме насоса 25%;
• — с максимальным содержанием сероводорода 0,01 грамм на 1 литр.

Установка скважинного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны насосно-комрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного оборудования (рис. 9).

Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД), протектора.

ПЭД с протектором, и последний с насосом, соединены на фланцах. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами).

Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на середине трубы, затем, на каждой двадцатой трубе кабель крепят дополнительно пятью поясами, устанавливаемыми в средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого.

Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД.

Рис. 9. Схема компоновки оборудования УЭЦН на скважине

• 1- компенсатор; 2 — погружной электродвигатель (ПЭД); 3 — протектор;
• 4- насос; 5 — НКТ; 6 — бронированный кабель; 7 — устьевая арматура;
• 8- барабан намотки кабеля; 9 — станция управления; 10 — трансформатор.

Станция управления обеспечивает:

Управление в ручном и автоматическом режиме;

Плавный разгон и торможение;

Регулирование частоты вращения;

Непрерывный контроль параметров электрической сети;

Регистрация контролируемых параметров и причин отключения ПЭД в реальном времени;

Автоматическая поддержка пластового давления на заданном уровне;

Добыча близкая к потенциалу;

Минимизация аварийных отключений;

Автоматический переход из повторно-кратковременного режима в непрерывный.

Устьевое оборудование при эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами состоит из тройника и задвижки, устанавливаемой на выкидной линии. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются на фланце обсадной колонны с помощью специальной планшайбы. Планшайба состоит из основной части, представляющей неполный круг, и дополнительной — сегмента, крепящегося к первой двумя шпильками. Зазор между этими двумя частями уплотняется прокладкой. В середине разъема имеется отверстие для пропуска в скважину силового кабеля КРБК (кабель резиновый бронированный круглый).

В колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны. Обратный клапан используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Сливной клапан монтируется над обратным клапаном, и пользуются им для спуска жидкости из НКТ перед подъемом их из скважины. Перед подъемом насосного агрегата из скважины в насосно-компрессорные трубы сбрасывают металлический стержень (ломик). Этот металлический стержень, проходя через трубы, ударяет по удлиненному концу сливного клапана, в результате чего открывается отверстие для стока жидкости из НКТ. Это позволяет производить подъем насосно-компрессорных труб без разлива жидкости на устье скважины, а сломанный штуцер заменяют новым.

Электроцентробежный погружной насос работает следующим образом.

Электрический ток от промысловых электроподстанций через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к погружному электродвигателю, в результате чего электродвигатель начинает вращаться и одновременно вращает вал насоса и проводит электроцентробежный насос в действие. Во время работы агрегата жидкость всасывается центробежным насосом через фильтр-сетку, установленный на приеме насоса, и нагнетает ее по насосно-компрессорным трубам на поверхность. Для того чтобы жидкость при остановках насосного агрегата не протекала из насосно-компрессорных труб в скважину, в НКТ над погружным насосом устанавливается обратный клапан. Над насосом устанавливается также спусковой клапан, через который жидкость из насосно-компрессорных труб во время их подъема сливается в скважину.

Погружные центробежные насосы по поперечным размерам делятся на три условные группы. Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А — 103 мм и группа 6−114 мм. Частота вращения вала выпускаемых погружных центробежных насосов находится в пределах 2800−2900 об/мин.

Погружной центробежный насос представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, изготовленный из трубной заготовки. Число рабочих колес и направляющих аппаратов (ступеней) в выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332. Напор жидкости, создаваемый одной ступенью, составляет 3,5−5,5 м водяного столба.

Погружной центробежный насос приводится в действие трехфазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнутым ротором. Погружные электродвигатели применяются для работы в скважинах с температурой откачиваемой жидкости 80−95° С.

Диаметр корпуса двигателя ограничивается внутренним диаметром эксплуатационной колонны, поэтому, чтобы обеспечить необходимую мощность, длина их достигает 4,2−8,2 м. Мощности выпускаемых электродвигателей в зависимости от типа насоса бывают от 14 до 600 кВт, а их диаметры — от 103 до 123 мм. Скорость вращения ротора погружных электродвигателей составляет около 3000 об/мин. Статор состоит из чередующихся магнитных и немагнитных пакетов с обмотками. Ротор состоит из отдельных секции, собранных на валу, между секциями устанавливают промежуточные опорные подшипники качения или скольжения, которые предотвращают изгиб вала от одностороннего магнитного притяжения между статором и ротором и от действия неуравновешенных центробежных сил. Корпус ПЭД заполнен маслом под избыточным давлением, чтобы не допускать протеков в полость ПЭД жидкости из скважины.

В качестве гидрозащиты применяется специальный протектор. Он собирается в стальном цилиндрическом корпусе, диаметр которого соответствует диаметру насоса. Протектор устанавливается между насосом и двигателем. Через него проходит промежуточный вал, соединяющий вал насоса с валом двигателя посредством шлицевых муфт. Протектор состоит из камер густого масла (вверху) и жидкого маслоотстойника с гидрозатвором (внизу). В верхней части протектора имеется поршень с пружиной для создания избыточного давления масла в протекторе и двигателе в пределах 0,01−0,2 МПа.