Випробування фонтанних арматур

5.6.1 У процесі виготовлення корпусні деталі трубних головок, засувок і дроселів фонтанних арматур, а також трійники і хрестовини випробовуються на міцність і щільність матеріалу пробним тиском р_пр згідно табл. 3.2.

Таблиця 5.1 – Значення пробного тиску для випробування корпусних деталей фонтанних арматур

Робочий тиск рр, МПа
Пробний тиск рпр, МПа	2∙рр	1,5∙рр

5.6.2 Складові частини фонтанних арматур (засувки, дроселі, трубні головки) випробовуються підприємством-виробником на герметичність на робочий тиск.

5.6.3 Перед монтажем на свердловині фонтанна арматура загалом і її складові частини випробовуються на герметичність на робочий тиск.

5.6.4 Засувки, як правило, випробовуються в два етапи:

- на першому етапі засувку випробовують у привідкритому положенні на герметичність місць з’єднань і ущільнень;

- на другому етапі проводяться випробування на герме-тичність затвора засувки (при закритому шибері).

В обох випадках падіння тиску не допускається.

5.6.5 Випробування засувок на герметичність затвора проводиться обов’язково з двох сторін. Час витримки засувки під тиском складає 5 -15 хвилин.

5.6.6 Після монтажу на усті свердловини фонтанна арматура та її маніфольдні лінії випробовуються водою або повітрям на тиск не вище тиску опресування експлуатаційної колони і не вище робочого тиску передбаченого паспортом на фонтанну арматуру.

Контрольні запитання

1оНазвіть типи фланцевих з’єднань ФА.

2 У яких випадках використовуються фланцеві з’єднання із зазором?

3 У яких випадках використовуються фланцеві з’єднання без зазору?

4 Які типи прокладок використовуються для ущільнення фланцевих з’єднань ФА?

5 Із яких матеріалів виготовляються прокладки для ущільнення фланцевих з’єднань ФА?

6 Поясніть механізм ущільнення фланцевих з’єднань ФА.

7оЯкі навантаження діють на фланцеві з’єднання ФА під час експлуатації?

8 За якими формулами визначаються зусилля затягування фланцевих з’єднань ФА різних типів із врахуванням експлуатаційних факторів?

9 Опишіть методику перевірочного розрахунку деталей фланцевого з’єднання ФА на статичну міцність.

10 Запишіть умову міцності шпильки для з’єднання фланців елементів ФА.

11 Опишіть методику розрахунку циліндричної частини елементів ФА.

12 Як проводиться випробування елементів ФА на міцність та герметичність?

13 Опишіть методику випробування ФА після їх монтажу на свердловині.

6 ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ГАЗЛІФТНОЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ СВЕРДЛОВИН

6.1 Призначення, склад та комплектність установок для експлуатації свердловин безкомпресорним та компресорним газліфтом

Газліфтний метод експлуатації відноситься до механізованого методу видобутку нафти. Має ряд переваг серед інших механізованих способів:

1) немає вузлів і механізмів, які швидко зношуються внаслідок тертя;

2) може використовуватись для похило-скерованих свердловин;

3) високий дебіт (великий відбір продукції 1000 –

2000 м³/добу);

4) простота регулювання режиму роботи.

Недоліки:

1) низький ККД (10 – 30 %);

2) великі капіталовкладення (особливо при компресор- ному газліфті);

3) відносно високі питомі енергетичні затрати на видобуток рідини.

Суть газліфтного способу експлуатації полягає в забезпеченні фонтанування свердловини шляхом подачі до низу колони НКТ необхідної кількості стисненого газу. При цьому проходить загазування рідини в підйомних трубах і зменшення її густини. За рахунок аерації вага стовпа рідини зменшується і енергія пласта є достатньою для підняття пластової рідини до устя і подачі її на поверхню.

При газліфті в затрубному просторі свердловини встановлюється новий динамічний рівень і відповідний вибійний тиск. Тому робота виведеного на стійкий режим газліфтного підйомника аналогічна роботі фонтанного. В зв’язку з цим і схема газліфтного підйомника в значній мірі

аналогічна фонтанному.

За способом подачі робочого агента в свердловину розрізняють компресорний і безкомпресорний газліфт.

Безкомпресорний використовується в тому випадку, коли маємо свердловину з достатньою кількістю газу. Коли джерело газу знаходиться у тій же свердловині, то маємо внутрішньо свердловинний безкомпресорний газліфт. При компресорному газліфті компресор нагнітає газ в свердловину.

Газліфтна експлуатація свердловин може бути безперервною або періодичною. Періодичний газліфт застосовується на свердловинах з дебітом від 40 до 60 м³/добу або з низьким пластовим тиском. Висота підйому рідини при газліфті залежить від можливого пускового тиску газу і глибини занурення колони НКТ під динамічний рівень. В середньому діапазон використовуваних значень пускового тиску газу складає від 4 до 14іМПа.

Важливою особливістю газліфтного способу є широкий діапазон можливих подач, що дозволяє його використовувати для експлуатації свердловин як з низьким (менше 40 м³/добу), так і високим дебітами (до 1600 м³/добу), а також свердловин з високими газовими факторами і вибійними тисками нижче тиску насичення.

Принципова схема газліфтного циклу приведена на рисунку 6.1. Як було сказано вище, за наявності газової свердловини високого тиску реалізується безкомпресорний газліфт. Газ із свердловини 1 через газовий сепаратор 2 подається в теплообмінник 3. Нагрітий газ після додаткового очищення в сепараторі 4 проходить через газорозподільну батарею 5 і направляється до газліфтних свердловин 6. Продукція свердловин направляється в нафтогазовий сепара- тор 7, після чого нафта поступає в колектор, а газ, що містить краплі нафти, проходить додаткове очищення в сепараторі 8 і після стиснення в компресорній станції 9 поступає в систему промислового збору. Якщо газової свердловини високого

тиску немає, то для газліфта використовується попутній

1 - газова свердловина високого тиску; 2, 4, 8 - газовий сепаратор; 3 - теплообмінник; 5 - газорозподільна батарея; 6 - газліфтна свердловина; 7 - нафтогазовий сепаратор; 9 – компресорна станція

І – газ високого тиску з газової свердловини; ІІ – продукція газліфтної свердловини; ІІІ – нафта; ІV – газ низького тиску, який містить крапельну нафту; V – газ низького тиску, очищений від нафти; VІ – стиснутий газ в систему промислового збору; VІІ – газ високого тиску після компресорної станції

Рисунок 6.1 – Схема газліфтного циклу при видобуткунафти

нафтовий газ. Після стиснення газ з компресорної станції 9 послідовно проходить теплообмінник 3, газовий сепаратор 4 і так далі, поки знову не поступить на станцію 9. В даному випадку використовується замкнутий газліфтний цикл, при якому газ, що нагнітається в свердловини, багато раз використовується для підйому рідини.

Залежно від числа рядів труб, концентрично розміщених у свердловині, розрізняють конструкції дво-, півтора- та однорядних підйомників (рис. 6.2), а залежно від скерування подачі газу – кільцеву та центральну системи підйомників.

При кільцевій газ подають у кільце – затрубний (між колоною НКТ та експлуатаційною колоною) чи міжтрубний (між двома колонами НКТ) простори. При центральній - газ подають у центральні труби.

а, б, в - відповідно дво-, півтора- і однорядний підйомники кільцевої системи; г - однорядний підйомник центральної системи

Рисунок 6.2 – Газліфтні підйомники

6.2 Різновиди газліфтних установок за функціональним призначенням

На сьогоднішній час випускають комплектні газліфтні установки для безперервного газліфта типу Л і для похило-скерованих свердловин типу ЛН, ЛНТ, а для періодичного газліфта – типу ЛНП, причому установка ЛНТ призначена для відбору рідини із високопродуктивних свердловин по

затрубному простору.

Умовні позначення установок можуть приймати наступний вигляд: ЛН-73Б-35-112К2, ЛНТ-73Б-35. В них: Л,

Таблиця 6.1 – Технічна характеристика установок

Шифр Газліфт-них установок

ЛН-60Б-21

ЛН-73Б-21

ЛН-73Б-35

ЛН-89Б-21

ЛН-89Б-35

ЛН-73Б-60Б-35

ЛН-89Б-73Б-35

ЛНТ-73Б-35

ЛНП-60Б-21

ЛНП-60Б-35

ЛНП-73Б-21

ЛНП-73Б-35

Умовний діаметр НКТ, мм

73×60

89×73

Умовний діаметр експлуата- ційної колони, мм

146; 168

146; 168

146; 168; 168×140

168×140

168×140

146; 168

140; 146; 168

140; 146; 168

146; 168

146; 168

Робочий тиск, МПа

Темпера- тура свердло- винного середови-ща, °С

100;

-

-

-

-

Глибина спуску, м

ЛН, ЛНТ, ЛНП – тип газліфтної установки; перше число після букв – умовний діаметр колони НКТ, мм; букви А, Б, В -

умовний зовнішній діаметр газліфтного клапана, який рівний відповідно 38, 25 і 20 мм; наступне двозначне число – допустимий перепад тиску на свердловинне обладнання, МПа;

останнє тризначне число – максимальний діаметр пакера, мм; К – виконання за корозійною стійкістю (К1 – для середовищ, що містять СО₂ до 6 %; К2 – для середовищ, що містять СО₂ та Н₂S до 6 %; К3 – для середовищ, що містять Н₂S і СО₂ до 25%; І – для випадків, коли в свердловині застосовуються інгібітори).

Установку типу Л рекомендується спускати в свердловину безпосередньо після буріння. В період фонтанування перепускні отвори свердловинних камер перекривають глухими пробками. Для переходу свердловини на газліфтний метод експлуатації глухі пробки заміняють газліфтними клапанами без підйому НКТ набором інструментів канатної техніки. Для цього на усті свердловини монтують обладнання ОУ 780-350, а спуско-підйомні операції проводять за допомогою установки ЛСК1К-131.

Газліфтна установка ЛН призначена для експлуатації похило-скерованих свердловин, у яких кут відхилення від вертикалі досягає 55 %. У таких свердловинах використо- вують свердловинні камери зі спеціальною направляючою обоймою з пазами для забезпечення надійної посадки газліфтних клапанів канатною технікою.

6.3 Свердловинне обладнання газліфтних установок. Технічні параметри та конструктивні особливості свердловинних камер, газліфтних клапанів

До складу свердловинного обладнання газліфтної установки входять: свердловинні камери, газліфтні клапани, проміжний пакер з гідромеханічним керуванням і приймальний клапан (рис. 6.3).

Крім того, свердловинне обладнання для газліфтного методу видобутку нафти може включати: циркуляційні та інгібіторні клапани; клапани для відсікання потоку рідини; роз’єднувачі колон; телескопічні з’єднання для компенсації температурних

1 – приймальний клапан; 2 – пакер; 3 – посадочний ніпель для опресовування колони НКТ; 4 – колона НКТ; 5 – газліфтний робочий клапан; 6 – газліфтний пусковий клапан; 7 – колонна головка; 8 – фонтанна арматура

Рисунок 6.3 – Схема розміщення свердловинного обладнання газліфтної установки

розширень; замки для посадки клапанів.

Свердловинне обладнання компонується на колоні підйомних труб, які підвішуються в трубній головці фонтанної арматури.

Свердловинна камера. У свердловинних камерах газліфтних установок в процесі експлуатації свердловин фонтанним, а потім газліфтним способом встановлюються глухі пробки, інгібіторні, циркуляційні та газліфтні клапани. Камери бувають з центральним та ексцентричним розміщенням кишені під клапан. Свердловинні камери з ексцентричним розміщенням кишені є найбільш досконалі і поширені. На рисунку 6.4 представлена свердловинна камера ексцентричним розміщенням кишені під клапан.

Для стаціонарних газліфтних клапанів використовують газліфтні оправки.

Умовні позначення камер: К – свердловинна камера без газовідвідного пристрою, КН – те ж, з газовідводом, КТ – без газовідводу з напрямом для відхилювача ОК.

Рисунок 6.4 - Свердловинна камера з ексцентричним розміщенням кишені під клапан

Таблиця 6.2 – Технічна характеристика свердловинних камер

Параметр	К-60А-210	К-60Б-210	К-73А-210	К-73Б-210	КН-73А-210	КН-60А-210	КТ-73Б-500
Діаметр прохідного отвору, мм
Діаметр посадочного отвору, мм	38,5 40,0	26,6 26,6	38,5 40,0	26,6 26,6	38,5 40,0	38,5 40,0	25,0 25,0
Робочий тиск, МПа
Габаритні розміри, мм: довжина L ширина В висота Н
Маса, кг	74,8	24,0	68,2	38,0	75,0	60,0	82,5

Газліфтні клапани призначенні для автоматичного сполучення чи роз’єднання в заданий момент часу трубного із

затрубним простором у свердловині.

Їх класифікують:

- за призначенням (пускові і робочі);

- за принципом керування (які керуються тиском нагнітаючого газу, тиском газорідинної суміші в підйомних трубах, і керування перепадом трубного і затрубного тисків);

- за способом розміщення в колоні підйомних труб (ексцентричні і центральні);

- за типом чутливого елементу (сильфонні, пружинні, мембранні та комбіновані);

- за способом встановлення – (зйомні і стаціонарні).

Циркуляційні клапани призначені для з’єднання затрубного простору з внутрішньою порожниною НКТ.

Застосовуються в період фонтанування, для освоєння,

глушіння і промивання свердловини різними хімічними реагентами.

Інгібіторні клапани призначені для подачі через затрубний простір в колону НКТ різного роду інгібіторів корозії.

Клапани для відсікання потоку рідини призначені для герметичного перекриття НКТ при відхиленнях від заданого режиму роботи, розгерметизації устя та при виникненні пожежі.

Замки призначені для фіксації клапанів відсікання і зрівноваження клапанів в колоні НКТ. Випускаються на тиск Р = 35 і 70 МПа. Можуть працювати при t = 150 ⁰С, 10 % СО₂ і Н₂S, d_пр.отв = 45 мм.

Телескопічні з’єднання призначені для компенсації температурних змін довжини колон НКТ, компенсують зміни до 700 мм.

Роз’єднувачі колон призначені для від’єднання або приєднання колон НКТ у свердловині від пакера.

В процесі експлуатації свердловин застосовують різні методи зниження пускового тиску, які базуються на видаленні частини рідини з підйомної колони. Найбільш ефективним є застосування пускових газліфтних клапанів. Пускові клапани забезпечують пуск свердловини методом аерації при послідовно автоматичному збільшенні глибини введення газу. При роботі свердловини на усталеному режимі пускові клапани залишаються весь час закритими, а газ подається через робочі клапани. Керуючим тиском для цих клапанів є тиск газорідинної суміші у колоні підйомних труб.

Відкривання і закривання газліфтного клапана здійснюється чутливим елементом, який настроюється до установки клапана в свердловину на відповідне зусилля. Чутливим елементом в клапанах може бути сильфонна або мембранна камера, пружина або комбінація їх.

Широке використання у нафтогазовидобувній проми-

словості знайшли газліфтні клапани з сильфонним

чутливим елементом.

Умовне позначення клапанів: Г - газліфтний клапан сильфонного типу; число після букви - умовний зовнішній діаметр клапана в мм; Р - робочий газліфтний клапан, без букви Р - пусковий; одиниця перед буквою Г - номер моделі.

Газліфтні клапани Г (рис. 6.5) складаються з пристрою для зарядки, сильфонної камери, пари шток-сідло, зворотного клапана і пристрою фіксації клапана в свердловинній камері. Сильфонну камеру заряджають азотом через золотник, встановлений у вкрученому заряднику. Тиск в сильфонній камері клапана регулюють через зарядник на спеціальному стенді. Сильфонна камера – герметична зварна посудина високого тиску, основним робочим органом якої є металевий багатошаровий сильфон.

Пара шток-сідло – запірний пристрій клапана, до якого газ поступає через отвір, що сполучається із кільцевим простором через вікна свердловинної камери. Отвір розташований між двома комплектами манжет. Завдяки отвору створюється герметичний канал для надходження газу, що нагнітається із кільцевого простору.

Зворотний клапан 7 призначений для запобігання перетікання рідини з колони НКТ в кільцевий простір сверд-

ловини.

Газліфтні клапани Г за призначенням, поділяються на пускові і робочі. Регулювальним тиском для пускових клапанів (рис. 6.5 а, б) є тиск газу, що нагнітається в кільцевий простір свердловини. При їх роботі газ через отвори А проникає в порожнину, де впливаючи на ефективну площу сильфона, стискає його, внаслідок чого шток піднімається, і газ, відкриваючи зворотний клапан, поступає в колону НКТ та аерує рідину.

Газ, що нагнітається, знижує рівень рідини в кільцевому просторі нижче першого клапана. При цьому через отвір клапана газ поступає у підйомні труби, рівень рідини підвищується. Поступово рівень рідини в кільцевому просторі

а, в – клапан закритий; б, г – клапан відкритий;

1 – вузол зарядки; 2 – корпус; 3 – сильфон; 4 – шток; 5 – сідло; 6 – корпус сідла; 7 – вузол зворотного клапана; 8 – штуцер

Рисунок 6.5 – Пусковий (а, б) і робочий (в, г) сильфонні газліфтні клапани

знижується і відкривається другий клапан. Перший клапан при цьому закривається і аерація відбувається через другий клапан.

Число клапанів залежить від тиску газу, підведеного до свердловини та її глибини. Закриваються вони послідовно по мірі зниження рівня в кільцевому просторі свердловини в момент, коли перепад між тиском в кільцевому просторі і в колоні НКТ, що діє на клапан, досягає заданого значення. Зниження рівня рідини в кільцевому просторі свердловини триває до глибини розташування нижнього (робочого) газліфтного клапана. На заданому технологічному режимі свердловина працює через робочий газліфтний клапан при закритих верхніх (пускових) клапанах, які використовуються тільки в період пуску свердловини.

Тиском керування для робочих клапанів (рис. 6.5 в, г) є

тиск рідини в колоні НКТ. При роботі цих клапанів рідина з колони НКТ через отвір Б в клапані поступає в порожнину В,

через отвір Д в сідлі проходить в порожнину під сильфон і, стискаючи його, відтягує шток від сідла і відкриває клапан. Застосування газліфтних клапанів дозволяє автоматично регулювати надходження газу, що нагнітається з кільцевого простору в колону НКТ.

Таблиця 6.3 – Технічна характеристика газліфтних клапанів

Параметр	Г-20	Г-20Р	Г-25	Г-25Р	1Г-25	1Г-25Р	Г-38	Г-38Р
Умовний зовнішній діаметр, мм
Робочий тиск, МПа
Діаметр прохідного отвору сідла, мм	5,0	5,0 6,5	5,0 6,5 8,0	5,0 6,5	5,0 6,5 8,0	5,0 6,5	5,0 6,5 8,0 9,5 12,5	5,0 6,5 8,0
Робочий хід сильфона на стиск, мм
Діапазон тисків заряджання сильфона, МПа	2-7	2-7	2-7	2-7	2-7	2-7	2-7	2-7
Габаритні розміри, мм: діаметр довжина	32,0	32,0	29,0	29,0	32,0	32,0	40,5	40,5
Маса, кг	1,5	1,5	1,2	1,2	1,2	1,2	3,0	3,2

Газліфтні клапани в свердловинних камерах встановлюють спеціальним канатним інструментом (канатною технікою), що спускається на дроті лебідки з гідроприводом. Ексцентричність камери забезпечує при встановленому клапані збереження вільного проходу НКТ, що дозволяє виконувати необхідні роботи в свердловині без під-

йому НКТ, без глушіння і наступного освоєння свердловини. Завдяки цьому свердловина під газліфтну експлуатацію може бути обладнана безпосередньо після закінчення буріння шляхом опускання НКТ з глухими клапанами (пробками). Після закінчення фонтанування або після зниження устьового тиску глухі клапани замінюються на робочі і переводять свердловину на газліфтну експлуатацію.

Контрольні запитання

1 В чому полягає суть газліфтного способу експлуатації свердловин?

2 Назвіть переваги газліфтного способу експлуатації свердловин серед інших механізованих способів.

3 В чому полягає подібність та відмінність компресорно- го, безкомпресорного і внутрішньо свердловинного газліфтів?

4 Зарисуйте схему газліфтної свердловини.

5 Поясніть принцип роботи газліфтного підйомника.

6 Яке призначення, склад обладнання та принцип роботи газліфтних установок типу Л, ЛН, ЛНТ?

7 Яке свердловинне обладнання використовується при газліфтному способі експлуатації, його призначення, параметри?

8оЧим визначається необхідність встановлення газліфтних клапанів?

9 Які особливості конструкцій і принцип роботи газліфтних клапанів?

10 Як здійснюється регулювання газліфтних клапанів?

11 Яке обладнання використовується для монтажу і демонтажу газліфтних клапанів без піднімання колони НКТ?

7 УСТАНОВКИ БЕЗШТАНГОВИХ НАСОСІВ ДЛЯ ВИДОБУТКУ НАФТИ

Для видобутку нафти використовуються штангові і без- штангові насоси. Штангові насоси мають наземний привод, свердловинний насос і довгий зв’язок між ними, який представляє собою колону, складену із насосних штанг.

Безштангові насоси мають свердловинний насос і свердловинний привод насоса, безпосередньо з’єднані між собою.

До класу безштангових насосних установок (найбільш поширених) відносяться установки заглибних відцентрових, гвинтових, діафрагмових насосів з електроприводом, установки свердловинних поршневих насосів з гідроприводом, струменеві, вібраційні та ін. Найбільш поширеними серед них є установки заглибних електровідцентрових насосів (УЕВН).

7.1 Обладнання установки заглибного електровідцентрового насоса. Умови застосування. Склад та призначення обладнання

Установки ЕВН використовують для експлуатації глибоких свердловин з низькими рівнями рідини і високими коефіцієнтами продуктивності. Вони застосовуються там, де експлуатація свердловин за допомогою установки штангових свердловинних насосів порушується частими обривами штанг при обмеженій подачі насосів, а газліфтна експлуатація неефективна із-за дуже малих занурювань підйомника при великих питомих витратах робочого агента. Ці установки доцільно використовувати в свердловинах, де необхідно здійснювати високі і форсовані відбори рідини в тому числі і похило-скерованих.

Не рекомендується застосовувати у свердловинах:

1) в продукції яких міститься значна кількість піску, що призводить до швидкого зношення робочих деталей насоса

(до 1 % по масі для насосів зносостійкого виконання);

2) з високою кількістю газу, яка знижує подачу насоса. Вміст вільного газу на вході першої ступені насоса звичайного виконання не повинен перевищувати 25 % від всього об’єму відкачуваної рідини.

Установки відцентрових насосів мають ряд переваг, які дозволили їм зайняти провідне місце в механізованому видобутку нафти:

- можливість відборів із свердловин великих об’ємів рідини - до 1000-1500 м³/добу. Ця можливість забезпечується створенням потужності (до 500 кВт) заглибних електродвигунів і високоефективного насосного обладнання, яке володіє високим ККД. За видобувними можливостями поступаються тільки газліфтному способу експлуатації, але переважають по економічності;

- обладнання УЕВН, особливо наземне, має порівняно малу масу (до 2500 кг) і габарити, що дозволяє успішно його використовувати при обмежених площадках кущів свердловин морських та затоплених родовищ;

- простота монтажу, висока надійність порівняно невисока вартість обладнання та обслуговування, відносно високий ККД забезпечує достатньо високі техніко-економічні показники експлуатації свердловин.

Поряд з цим їм притаманні недоліки:

- підвищена чутливість до вільного газу і вмісту механічних домішок в рідині;

- низький ККД і відносно висока вартість обладнання при малих (до 40 м³/добу) подачах;

- використання УЕВН суттєво ускладнює роботи з виконання глибинних досліджень (замір пластового і вибійного тисків і температури, відбір глибинних проб продукції свердловини).

Склад вузлів установки ЕВН та їх розташування наведені на рисунку 7.1.

Заглибний електровідцентровий насос відноситься до класу динамічних лопатевих насосів. Це багатоступінчастий насос, містить від 80 до 500 і більше ступеней. Рідина поступає в насос через сітку, розташовану у нижній його частині. Сітка забезпечує фільтрацію пластової рідини. Насос подає рідину із свердловини в колону НКТ. Заглибний електровідцентровий насос приводиться в дію заглибним електродвигуном.

Заглибний електродвигун маслозаповнений, герметичний. Для попередження попадання в нього пластової води передбачений вузол гідрозахисту, який складається із протектора і компенсатора або самого протектора. Вал двигуна за допомогою шліцевої муфти з’єднаний із валом протектора і через нього з валом насоса. Частота обертання вала електродвигуна 2800 – 2950 хв^-1.

Електроенергія з поверхні до двигуна подається за допомогою кабеля. Поруч з колоною НКТ монтується круглий кабель, а біля насоса і протектора – плоский. Використання плоского кабелю дозволяє дещо збільшити діаметр насоса і двигуна. Можливий варіант використання плоского кабеля по всій довжині колони НКТ.

Трансформатор призначений для підвищення напруги, яку отримують від промислової мережі (380 В). На двигуні напруга досягає (400 – 2000 В і вище). Трансформатор також компенсує втрати напруги по довжині кабеля.

Станція керування дозволяє включати і відключати установку в ручному або автоматичному режимах, відключати її при аварійному режимі роботи (недовантаженні або перевантаженні). Сучасні станції керування дозволяють зада- вати і підтримувати необхідні режими роботи системи „пласт – свердловина – насосна установка” і проводити діагностику

працездатності УЕВН.

Колона НКТ в нижній частині обладнана зворотним і зливним клапанами.

Зворотний клапан дозволяє при зупинці насоса зберегти в колоні НКТ рідину. Запуск в такому випадку проходить при заповненій колоні тобто при великому напорі. При великих

1 - експлуатаційна колона; 2 - компенсатор; 3 - електродвигун; 4 - протектор; 5 - відцентровий насос; 6 - зворотний клапан; 7 - зливний клапан; 8 - колона насосно-компресорних труб; 9 - пояс кріплення кабеля; 10 - колонна обв’язка; 11 - станція керування і трансформатор; 12 - барабан; 13 - кабель; 14,17 - манометр; 15,16,18,20,22 - запірні пристрої; 19 - регулювальний пристрій; 21 - зворотний клапан

Рисунок 7.1 – Схема установки електровідцентрового насоса

напорах насос потребує меншої привідної потужності у

порівнянні із меншим напором і великою подачею.

Зливний клапан дозволяє звільнити колону НКТ від рідини перед підйомом насосного агрегату із свердловини. Зливний клапан розміщений в спеціальній муфті, яка вставляється в колону НКТ.

Установки ЕВН розроблені для свердловин із обсадними експлуатаційними колонами 127, 140, 146 і 168 мм.

ЕВН виготовляються різних типорозмірів як модульного, так і звичайного (немодульного) виконання (в позначенні модульного добавляється буква М). ЕВН як звичайного, так і модульного використовується для відбору із свердловини рідини із вмістом води до 99 %, механічних домішок не більше 0,1 г/л, сірководню – не більше 0,01 г/л. Конструкція заглибних відцентрових насосів може бути крім цього зносостійкою, а також підвищеної корозійної стійкості (в позначенні таких насосів добавляються відповідно букви И або К). Зносостійке виконання дозволяє відкачувати рідину з вмістом механічних домішок від 0,1 до 0,5 г/л. Відцентровий насос корозійностійкого виконання призначений для роботи при вмісті у відкачуваній рідині сірководню від 0,01 до

1,25 г/л.

ЕВН у модульному виконанні складається із вхідного модуля, модуль-секції (від 2 до 4), модуля-головки. При наявності вільного газу від 25 % до 55 % для установок передбачено модуль-газосепаратор. Переваги: можливість більш точного підбору обладнання до технологічних режимів свердловини, підвищені параметри надійності, розширені області застосування по газовмісту). З’єднання складальних одиниць насосного агрегату фланцеве (на болтах і шпильках), валів – за допомогою шліцевих муфт. Кількість ступеней досягає 500.

Кожна установка має свій шифр (позначення): УЕВНМ5А - 160 - 1250,

У - установка;

Е - електровідцентрового;

Н - насоса;

М - модульне виконання;

5А - розмірна група насоса (цифра і буква після УЕВН означає найменший допустимий внутрішній діаметр обсадної колони, в яку він може бути спущений. Цифра „4” відповідає діаметру 112 мм, цифра „5” відповідає 122 мм, „5А” – 130 мм; „6” – 144 мм та „6А” – 148 мм.

160 - подача, м³/добу;

1250 - приблизний напір, м.

Подачі модульних ЕВН: 50, 80, 125, 160, 200, 250, 400, 500, 800, 1000 м³/добу.

Довжина зборки насоса, газосепаратора та двигуна з гідрозахистом може досягати 25 м і більше. Все це викликало необхідність прийняти частоту обертання вала найбільшою при умові роботи без перетворювачів. Частота обертання при частоті струму 50 Гц синхронна – 3000 хв^-1, а з врахуванням ковзання – 2800-2950 хв^-1. Для збільшення подачі і напору робочої ступені відцентрового насоса за рахунок збільшення частоти обертання ротора насоса використовуються спеціальні виконання заглибних двигунів (наприклад, - вентильні) або перетворювачі частоти струму.

Гідрозахист

Призначений для попередження попадання пластової рідини в середину електродвигуна, компенсації зміни об’єму масла в середині від температури двигуна і передачі крутного моменту від вала електродвигуна до вала насоса. Найбільш поширений гідрозахист типу Г. Гідрозахист складається із двох складальних одиниць: протектора, який встановлюється

між насосом і двигуном, і компенсатора, який розміщений в нижній частині двигуна. У шифрі гідрозахисту, наприклад, 1Г51 прийняті наступні позначення: 1 – модифікація, Г – тип захисту, 5 – умовний розмір обсадної колони, 1 – номер розробки.

Крім гідрозахисту типу Г, знаходять широке застосування

гідрозахист типу П. Розроблено два варіанти конструкцій гідрозахистів:

- відкритого типу – П92, ПК92; П114, ПК114;

- закритого типу (з діафрагмою) – П92Д, ПК92Д;

К – корозійностійке виконання.

У гідрозахисті відкритого типу використовують спеціальну бар’єрну рідину густиною до 2 г/м³ та властивостями, які виключають її перемішування з пластовою рідиною і маслом.

7.2 Особливості конструкцій насосів типу ЕВН

Насоси для видобутку нафти типу ЕВН секційні (число секцій до чотирьох). З’єднання секцій фланцеве, вали секцій з’єднані шліцевими муфтами.

Кожна секція насоса складається із металевого корпусу, який виготовлений із труби довжиною до 6000 мм, в якому розміщений пакет ступеней (рис.7.2).

Ступінь насосна, яка складається із робочого колеса і направляючого апарата, може бути з циліндричними або похило-циліндричними лопатками.

Ступені з циліндричними лопатками застосовуються на номінальні подачі до 125 м³/доб. (включно) в насосах із зовнішнім діаметром 86 і 92 мм, до 160 м³/доб. в насосах з діаметром 103 мм і до 250 м³/доб. в насосах з діаметром

114 мм. Ступені із похило-циліндричними лопатками застосовуються в насосах з більшою подачею. Робочі колеса змонтовані на валу насоса на повздовжній шпонці і можуть переміщатися в осьовому напрямку. Направляючі апарати закріплені за допомогою ніпеля – корпусу підшипника, який встановлений у верхній частині секції. Для зниження сил тертя між робочим колесом і направляючим апаратом та забезпечення ущільнення в ступені в нижніх дисках запресовані шайби із антифрикційного матеріалу. Утворені при цьому разом з відповідними виступами направляючих апаратів торцеві опори ступеней забезпечують передачу

1 - направляючий апарат; 2,4 - кільцеві без лопаткові камери; 3 - робоче колесо; 5 - нижня опорна шайба; 6 - захисна втулка; 7 - верхня опорна шайба; 8 - вал

Рисунок 7.2 – Ступінь ЕВН

осьових зусиль на корпуси направляючих апаратів і через корпус підшипника – на корпус секції насоса. Для зменшення тертя при роботі насоса, коли осьові зусилля направлені у протилежному напрямку (знизу вверх), на верхніх дисках антифрикційні шайби меншої товщини. Крім того, між робочими колесами встановлюють латунні втулки, які також служать підшипниками ковзання, якщо відсутня маточина. Верхній і нижній кінці вала установлені в підшипниках ковзання.

Осьові навантаження на вал сприймаються опорною п’ятою через пружинне кільце.

Найбільш поширений метод розвантаження колеса від осьової сили в ступенях з похило-циліндричними лопатками є створення за допомогою виконаного у колесі другого верхнього ущільнення камери за ведучим диском колеса, в якому тиск за допомогою отворів у ведучому диску

вирівнюється з тиском на вході в колесо (рис. 7.3, а). Переваги: підвищений ресурс роботи індивідуальної нижньої опори робочого колеса, підвищений ККД ступені.

Недоліки: ускладнена технологія виготовлення, функціональна відмова при засміченні розвантажувальних отворів і при зношенні верхнього ущільнення робочого колеса.

Підсилення пари індивідуальної осьової опори і міжступеневого ущільнення ступеней насоса може бути досягнуто застосуванням двоопорної конструкції ступені (рис.7.3, б). Переваги: в порівнянні із одноопорною ступеню має підвищений ресурс індивідуальної нижньої п’яти ступені, більш надійну ізоляцію вала від абразивної і корозійно-активної рідини, підвищений ресурс роботи і більшу жорсткість вала насоса із-за збільшених осьових довжин міжступеневих ущільнень, які в ЕВН служать поряд з ущільненнями додатковими радіальними підшипниками.

а) – із розвантажувальним робочим колесом; б) – двоопорна.

1 – корпус; 2 – направляючий апарат; 3 – робоче колесо

Рисунок 7.3 – Конструкції ступеней

Недоліки: трудомістка у виготовленні.

Підвищення надійності і довговічності ступеней досягається шляхом зменшення осьової сили, яка діє на робочі колеса, підсилення пари тертя осьової і радіальної опор, використання відповідних зносостійких і корозійностійких

матеріалів, зменшення дії радіальних сил на ротор шляхом підвищення точності виготовлення, балансування робочих коліс.

Число ступеней насоса і секцій визначають із врахуванням необхідного напору, який розвиває насос. В одній секції насоса може розміщатись від 39 до 200 ступеней в залежності від їх монтажної висоти. Максимальна кількість ступеней в насосах досягає 550 штук.

7.2.1 Осьові опори та радіальні підшипники вала насоса

У заглибному відцентровому насосі для видобутку нафти під час роботи осьові зусилля від робочих коліс передаються на направляючі апарати і на корпус насоса.

При цьому на вал насоса діє осьова сила від перепаду тиску на торець вала і осьова сила, яка діє на робочі колеса, що прихвачені до вала через наявність у пластовій рідині корозійно-активних елементів та механічних домішок. Для сприйняття осьових сил, які діють на вал, в конструкції насоса передбачені осьові опори.

Осьові зусилля в такому насосі сприймаються осьовою опорою вала самого насоса або осьовою опорою гідрозахисту. У секції або модуль-секції насоса звичайного виконання використовується упорний підшипник або гідродинамічна п’ята. Упорний підшипник складається із кільця з сегментами на обох площинах, яке встановлене між двома гладкими шайбами.

Гідродинамічна п’ята виконана із радіальними канав-

ками, скосом і плоскою частиною на поверхні тертя до підп’ятника. Вона зазвичай виготовляється із бельтінга (технічної тканини з великими комірками), який просочений графітом з гумою і завулканізованого у пресформі.

Радіальний підшипник ЕВН сприймає радіальні навантаження, які виникають при роботі насоса. Радіальний підшипник складається із опорної втулки з вкладишем, які є нерухомими деталями і втулки, яка обертається разом з валом. У кожній модуль-секції насоса звичайного виконання вал має два радіальних підшипники – верхній і нижній, а в модуль- секціях насосів зносостійкого виконання крім перелічених радіальних підшипників використовуються проміжні радіальні опори.

7.3 Основні положення методики вибору обладнання УЕВН

Для ефективного використання УЕВН необхідно вибрати такі типорозміри насоса, електродвигуна з гідрозахистом, кабеля, трансформатора, діаметра НКТ, а також глибину спуску насоса, поєднання яких забезпечує експлуатацію свердловини і необхідну норму відбору рідини із неї в режимі роботи системи свердловина – установка при найменших витратах. При цьому необхідно вирішити ряд задач:

- із маси обладнання (насосів, електродвигунів, кабельних ліній, габаритних розмірів, виконань) вибрати компоненти для створення в конкретній свердловині найбільш ефективної насосної системи;

- врахувати змінні по глибині свердловини температуру рідини, її густину, в’язкість, газовий вміст, поверхневий натяг на границях фаз, пінність нафти;

- врахувати зміну в часі пластового і устьового тисків, обводненості, продуктивності свердловини;

- на якій глибині з врахуванням нахилу і кривизни

свердловини підвісити насос, щоб він швидко відкачував рідину, забезпечував необхідний дебіт нафти, щоб двигун добре охолоджувався, витрати кабеля були невеликі, а в насос поступала певна кількість вільного газу.

- яким чином погоджувати характеристики насоса і свердловини: чи дроселювати свердловину, міняти кількість ступеней в насосі, чи встановлювати попередньо включаючи приспосіблення у вигляді дисператора, газосепаратора, міняти частоту або напругу електричної мережі.

Вищевказані питання вирішуються при наявності пакета прикладних програм (ППП), які включають біля 50 програм.

Вихідні документи ППП містять детальну інформацію про рекомендовану конфігурацію насосної системи і роботи свердловин, включаючи коефіцієнт продуктивності, тиск по всьому тракту від вибою до устя, напір, який розвиває насос, його абсолютну і відносну подачу, температуру обмотки статора електродвигуна, кабеля, охолоджуючої рідини, характер руху газорідинної суміші в трубах, в’язкість, густину, газовий вміст у всіх розрахункових перерізах, втрати тиску на тертя, вихроутворення, опис сепараційних явищ на вході в насос, ККД, корисну і споживану потужність, ковзання і коефіцієнт потужності, максимальний прогин установки, мінімальний зазор між експлуатаційною колоною і заглибним агрегатом, статті калькуляції витрат та інші параметри.

Контрольні запитання

1 Які насосні установки відносять до класу безштангових?

2оЯке призначення, склад, технічні параметри, принцип роботи та область застосування обладнання УЕВН?

3оЯке обладнання входить в комплект заглибного насосного агрегату і яка послідовність його спуску у свердловину?

4 Які символи вводять у позначення УЕВН?

5 Назвіть типи ЕВН для видобутку нафти.

6 Опишіть переваги УЕВН у модульному виконанні.

7 Що таке ступінь насоса, які їх різновиди та умови застосування?

8 Які навантаження діють на вузли і деталі ЕВН під час роботи?

9 Яке призначення осьової та радіальної опор ЕВН?

10 Які типи та конструкції осьових опор ЕВН Ви знаєте?

11оУ якому порядку проводиться розрахунок параметрів та вибір обладнання установки ЕВН?

8 ДЕЯКІ РОЗРАХУНКИ ОСНОВНИХ ДЕТАЛЕЙ ЕЛЕКТРОВІДЦЕНТРОВОГО НАСОСА

При розрахунку насоса провіряють його габарити. Діаметри корпусів насосів для свердловин з обсадними колонами одного номінального розміру уніфіковані. Корпус має зовнішні діаметри, відповідно рівні для колон 146 мм з товщиною стінки до 8 мм – 103, при всіх товщина стінки обсадної колони (аж до 12 мм) – 92; для колон 168 мм – відповідно 114, 100 мм і для обсадних колон із внутрішним діаметром не менше 112 мм – відповідно 86 мм.

Довжина корпусу насоса не повинна перевищувати 6 м – прийнятого найбільшого розміру уніфікованого корпусу.

Високонапірні насоси складаються із декількох секцій, в корпусах яких розміщені всі ступені.

Дата добавления: 2014-11-08