Компрессионные насосы для нефтедобычи в осложненных условиях

07.06.2016

Российскими машиностроителями разработан и освоен выпуск насосных установок компрессорного типа для добычи нефти в скважинах с повышенным содержанием механических примесей. Оригинальные конструктивные и технологические решения обеспечили высокую сопротивляемость насосов к абразивному износу. Результаты промышленного применения таких насосов в осложненных условиях нефтедобычи показали их повышенные по сравнению с традиционными насосами ресурс и энергоэффективность.

Одним из отрицательных факторов, влияющих на надежную работу УЭЦН, является наличие абразивных частиц в пластовой жидкости. Наметившаяся мировая тенденция к значительному увеличению объемов добычи нефти вынуждает российские нефтяные компании применять технологии интенсификации добычи нефти, такие как гидравлический разрыв пласта (ГРП), кислотные обработки (СКО) и эксплуатацию скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Такие технологии увеличили не только добычу нефти, но и вынос пластового песка.

Методы борьбы с пластовым песком
Для защиты УЭЦН от абразивных частиц российские нефтяники пытаются применять специальные фильтры, устанавливаемые ниже погружного насоса или на его приеме. Но фильтры имеют тенденцию к засорению, а эффективных способов их очистки не вынимая из скважины пока не придумано. К другим мероприятием для защиты УЭЦН от песка можно отнести разработку и применение различного рода сепараторов песка. Основным недостатком этих сепараторов, так же как и фильтров, является то, что песок остается в скважине и после определенного периода работы этот песок необходимо вынимать из скважины.

Вынос песка из скважин непосредственно УЭЦН при откачке пластовой жидкости нашел наиболее широкое применение в мировой практике. Для обеспечения высокой наработки на отказ УЭЦН в условиях откачки пластовой жидкости с повышенным содержанием абразивных частиц российские нефтедобывающие компании разработали ряд технических требований к насосам повышенной износоустойчивости. Следуя этим требованиям, ОАО «Алнас» освоила выпуск рабочих колес и направляющих аппаратов из материала «Ni-resist» повышенной твердости двух опорной конструкции. Но этих мероприятий оказалось недостаточно. Наиболее подверженным абразивному износу элементом конструкции, оказались опорные шайбы рабочих колес.

Компрессионная схема насосов
Интенсивный износ опорных шайб приводит к интенсивному износу рабочих колес и выходу из строя насосной установки. Для снижения износа опорных шайб и повышения ресурса насосных установок ОАО «Алнас» (входит в группу компаний «Римера») разработана серия насосов компрессионной схемы сборки.

Основным отличием компрессионных насосов является то, что ступицы рабочих колес упираются друг в друга и зафиксированы на валу каждой секции от осевого перемещения сухарями.

Кроме этого ступицы стянуты специальной гайкой и находятся в напряженно-сжатом состоянии, а вал находится в напряженно-растянутом состоянии. В результате исключается потеря устойчивости вала от сжимающей его силы в процессе работы, а также односторонний износ ступиц рабочих колес и радиальных подшипников. Валы каждой секции компрессионных насосов упираются друг в друга посредством регулировочного болта, предварительно ввернутого в торец каждого вала. При этом самый нижний вал опирается на осевой гидродинамический подшипник, расположенный в масленой ванне гидрозащиты электродвигателя. Осевая нагрузка от рабочих колес посредством валов воспринимается осевым подшипником, а не опорными буртами направляющих аппаратов. Это предотвращает интенсивный износ опорных шайб рабочих колес и значительно увеличивает ресурс насоса.

Наработка на отказ
В процессе сравнительных стендовых испытаний при содержании абразивных частиц в перекачиваемой жидкости 200 г/л компрессионный насос отработал почти в 20 раз больше времени, чем обычный насос. При этом опорные шайбы рабочих колес почти не износились. Так как осевой подшипник расположен в масляной ванне гидрозащиты электродвигателя, то он также не подвержен абразивному износу.

Поэтому при работе в скважинах с повышенным содержанием мех. примесей компрессионные насосы способны отработать непрерывно от 3 до 5 лет. Так, например, при работе в скважинах №630 и №856 ОАО «Сургутнефтегаз» с дебитом пластовой жидкости 25 м3/сут компрессионные насосы 0615ЭЦНАКИ 5-25ИТв-2050Э на 25.04.16 уже отработали 3,5 года и продолжают работать. Безотказная работа компрессионных насосов снижает затраты на их ремонт и на монтаж насосных установок, так как количество ремонтов и монтажей соответственно сокращается.

По данным ОАО «НК «Роснефть» фонд скважин с дебитом пластовой жидкости до 30 м3/ сут составляет около 6000 скважин, расположенных преимущественно в Западносибирском регионе. Такие скважины характеризуются пониженным КПД оборудования, высоким энергопотреблением, меньшим ресурсом работы и высоким риском отклонения от оптимальных напорно-расходных характеристик. При этом значительная часть скважин этого фонда работают в периодическом режиме. Компания испытывает дефицит работоспособных технологий, которые бы позволили добывать жидкость в постоянном режиме с малым дебитом и со средней наработкой не менее 600 суток с учетом текущих осложнений.

Еще раз насосы компрессионной схемы сборки подтвердили свою надежность при реализации проекта «Белая скважина» в ОАО «Томскнефть». Компрессионный насос 0615ЭЦНАКИ МЗТв 5А-800 700 отработал 873 суток и был остановлен по причине не герметичности обсадной колонны. Его наработка превысила в 7 раз наработку предыдущих насосов с защитой в данной скважине.

Дополнительным преимуществом компрессионных насосов является то, что они обладают широкой рабочей зоной. Расширенная рабочая зона компрессионных насосов позволяет осуществлять не точный подбор УЭЦН к данной скважине без риска выхода из строя насосной установки

Энергоэффективность
Следует отметить, что коэффициент трения осевого гидродинамического подшипника в 50 раз меньше, чем коэффициент трения опорных шайб рабочих колес. Из-за этого КПД у компрессионных насосов может быть на 10 15% выше, чем у обычных насосов. Это зависит от осевой силы, которая действует на рабочие колеса от перекачиваемой жидкости. Но КПД может повышаться только в процессе приработки опорных шайб к опорным буртам направляющих аппаратов в течение некоторого времени. При этом устраняется дросселирование жидкости через щелевые уплотнения рабочих колес, а вал насоса проседает на величину люфта вала гидрозащиты (0,3 0,5 мм) и упирается в осевой подшипник, установленный в гидрозащите. Это позволяет работать опорным шайбам рабочих колес в режиме сухого трения при повышенном содержании газа. Так, например, наработка любого насоса в скважине №85В. Первомайского месторождения ГПО «Белоруснефть» из-за повышенного содержания газа не превышала трех месяцев до установки компрессионного насоса. Наработка компрессионного насоса в этой скважине составила около трех лет. Насос был поднят из скважины по причине неисправности кабеля.

Рассмотрим экспериментальную зависимость КПД установки 0615ЭЦНАКИ5 125ИТв-2450 от наработки за период эксплуатации с 29.11.12 по 21.05.13 в ОАО «Славнефть». Линия тренда показывает четкую тенденцию повышения КПД установки с течением времени эксплуатации. Например, в начале эксплуатации КПД установки составляло 0,214. При этом потребляемая мощность компрессионного насоса при входном контроле на горизонтальном стенде составляла 73,57 кВт, то есть на 11,8% больше, чем у обычного насоса 65,8 кВт. Через 60 суток работы КПД установки составило 0,239, то есть увеличилось на 11,7%. Соответственно потребляемая мощность компрессионного насоса установилась равной мощности обычного насоса. Еще через 100 суток работы установки ее КПД составил 0,284, то есть увеличился в 1,327 раза. Соответственно, потребляемая мощность компрессионного насоса составила 73,57: 1,327 = 55,4 кВт. Это на 15,8% ниже, чем у обычного насоса. Таким образом, энергоэффективность компрессионных насосов может быть на 10 15% выше, чем у обычных насосов.

Простота и надежность монтажа
Вал каждой секции компрессионных насосов снабжен регулировочным болтом при монтаже насосной установки болт ранее смонтированной секции, регулируется специальным приспособлением так, чтобы исключить зазор (натяг) между валами соседних секций. После регулировки болт фиксируется шлицевой муфтой. Это исключает операцию «шимсования» и значительно сокращает время монтажа, а так же снижает вероятность брака при монтаже.

Выводы
1. В скважинах с повышенным содержанием механических примесей наиболее лучшим решением для добычи нефти являются насосные установки компрессионного типа.
2. Способность компрессионных насосов отработать непрерывно от 3 до 5 лет не вынимая из скважины позволяет значительно снизить затраты на ремонт и монтаж насосных установок.
3. Расширенная рабочая зона компрессионных насосов позволяет осуществлять не точный подбор УЭЦН к данной скважине без риска выхода из строя насосной установки.
4. Использование гидродинамического подшипника в гидрозащите электродвигателя в качестве опоры рабочих колес повышает энергоэффективность компрессионных насосов на 10 – 15%, а также позволяет работать опорным шайбам рабочих колес в режиме сухого трения при повышенном содержании газа.
5. Замена операции «шимсования» при монтаже компрессионных насосов на регулировку болта значительно сокращает время монтажа и снижает вероятность брака.

Виктор Логинов, кандидат технических наук, начальник группы конструирования Центра исследований и разработок ГК «Римера».

Oil&Gas Journal Russia, №6, 2016

Возврат к списку

Обратная связь