Электродиафрагменные насосные установки

Опытпримененияустановокпогружных электродиафрагменных насосов типа УЭДН5 на промыслах России показывает, что их основными технико-экономическими преимуществами являются:

1. высокий КПД электронасоса - от 34 до 40 % в зависимости от типоразмера;

2. незначительный износ его основных узлов, герметично изолированных от перекачиваемой среды и работающих в чистом масле;

3. простота монтажа на устье скважины, куда электронасос поступает моноблоком;

4. сокращение в 2-3 раза общей металлоемкости и установочной мощности при обустройстве скважин(3 кВт/ч);

5. возможность применения НКТ малого диаметра;

6. сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание в связи с отсутствием на поверхности привода;

7. эффективность применения в скважинах с очень низкими дебитами, так как обеспечивается непрерывная работа взамен периодической эксплуатации, отрицательно влияющей на нефтеотдачу пласта;

Рисунок 3.32 - Погружной электродвигатель ПЭД2,5-117/4В5

8. эффективность использования в скважинах с кривыми или наклонно направленными стволами.

 

Схема УЭДН (рис.3.33) похожа на монтажную схему установок погружных электронасосов.

Погружной электродиафрагменный насос 1 опускают в скважину на НКТ с условным диаметром 42; 48 и 60 мм. Для увеличения рабочего объема кольцевой шламовой камеры у шламовых труб 3 и 4 первая труба над электронасосом должна иметь диаметр 60 мм. Между первой и второй трубами устанавливается сливной клапан 5. Кабельная линия 6, по которой подводится электроэнергия к насосу 1, по мере спуска крепится к трубам поясами 2, а на поверхности - соединяется с комплектным устройством 11 или разъединительной коробкой системы электрооборудования, обеспечивающей предупреждение попадания попутного нефтяного газа по кабелю в комплектное устройство.

На поверхности располагается устьевое оборудование 7, конструкция которого выбирается потребителем установки в зависимости от условий эксплуатации.

Устьевое оборудование специальным отводом соединяется с наземным трубопроводом.

Электроконтактный манометр 9 соединяется с трубкой 8 манометра с отводом, а сигнальным проводом 10 - с комплектным устройством 11.

Для предупреждения обратного движения откачиваемой жидкости из наземного трубопровода в НКТ отвод должен быть снабжен обратным клапаном.

Рисунок 3.33 – Установка электродиафрагменного насоса

Для привода ЭДН применен погружной асинхронный четырехполюсный электродвигатель, выполненный в виде отдельного блока (рис.3.32). В цилиндрическом стальном корпусе размещен статор 9, обмоткой которого служит эмалированный теплостойкий провод марки ПЭТ. Выводные провода 21 обмотки статора снабжены втулками 22 для соединения со штекерами токовводов. Вал 6 шихтованного короткозамкнутого ротора 8 вращается в четырех металлофторопластовых радиальных подшипниках скольжения 11. Осевые нагрузки воспринимаются упорным подшипником скольжения, состоящим из стальной пяты 4 и бронзового подпятника 5. В нижней части электродвигателя установлена резиновая диафрагма 14, внешняя камера которой через отверстие 18 в дне 17 сообщается со скважинной средой.

Внутренняя камера 15 через канал 12, выполненный по всей длине вала, сообщается с полостью насоса. С помощью диафрагмы происходит выравнивание давления внутри и вне насоса, а также компенсируется изменение объема масла.

Модернизированные установки типа УЭДН5 с 1993 г. выпускаются ИЭМЗ по ТУ 3665-007-00220440-93. По этим ТУ при максимальной массовой концентрации твердых частиц в перекачиваемой среде 0,05 % (0,5 г/л) средняя наработка на отказ составляет не менее 8000 ч (335 сут). Технические характеристики установок приведены в таблице 3.3.

 

Таблица 3.3 – Технические характеристики установок

Модель насоса	Подача, м3/сут.	Давление, МПа (кгс/м2)	Мощность  не более,  кВт	Диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
ЭДН5-4-1600	4	16 (160)	3	117	3100	125
ЭДН5-6,3-1500	6,3	15 (150)	3	117	3100	125
ЭДН5-8-1300	8	13 (130)	3	117	3100	125
ЭДН5-10-1200	10	12 (120)	3	117	3100	125
ЭДН5-12,5-900	12,5	9 (90)	3	117	3100	125
ЭДН5-16-750	16	7,5 (75)	3	117	3100	125
ЭДН5-20-600	20	6 (60)	3	117	3100	125

 

Рисунок 3.34 – Диафрагменный электронасос

Скважинный диафрагменный электронасос (рис.3.34) состоит из асинхронного электродвигателя 1, конического редуктора 2, эксцентрика 3, плунжерной пары 4 с возвратной пружиной 5, тяги 6, клапана стравливания газа 7 с подпорной пружиной 8, клапанов всасывающего 9 и нагнетательного 10. Насос выполнен в виде вертикального моноблока, заполнен маслом. От перекачиваемой среды маслонаполненная полость изолирована в верхней части насоса разделительной резиновой диафрагмой 11, в нижней части - резиновым компенсатором. Вращение вала электродвигателя 1, уменьшая обороты конической передачей 2, передает вращение эксцентрику 3. Прижатый к эксцентрику возвратной пружиной 5 плунжер 4 совершает возвратно-поступательные движения, нагнетая и откачивая масло в нижней полости от разделительной диафрагмы 11. При движении плунжера 4 вниз и откачивании масла в нижней полости диафрагмы 11 в верхней полости над диафрагмой создается разряжение, открывается всасывающий клапан 9 и верхняя полость заполняется перекачиваемой жидкостью. При движении плунжера 4 вверх нагнетается масло в нижнюю полость диафрагмы 11.

Создаваемым давлением закрывается всасывающий клапан 9, открывается нагнетательный клапан 10 и перекачиваемая жидкость выдавливается в колонну подъемных труб. При появлении под диафрагмой (в рабочей нагнетательной полости) свободных газов газы, то сжимаясь, то разжимаясь, не дают диафрагме возвращаться в нижнее нормальное положение, а плунжер 4 возвратной пружиной 5 всегда возвращается в свое нижнее положение, т.е. расстояние от нижнего положения диафрагмы 11 до нижнего положения плунжера 4 увеличивается от нормы и плунжер 4, тягой 6 поджимая подпорную пружину 8, открывает клапан стравливания газа 7. Свободный газ из нижней полости вырывается в верхнюю полость, а оттуда через нагнетательный клапан 10 в колонну подъемных труб. Эффективность работы насоса восстанавливается. Изобретение позволит достигнуть планируемых режимов добычи нефти из малодебитных скважин диафрагменными электронасосами.

 

Струйные насосы

 

Для кустовых скважин в качестве альтернативного может быть предложен способ добычи нефти струйными насосами (СН).

Струйный насос имеет рабочие характеристики, подобные характеристикам электропогружного насоса. При заданном размере сопла различным размерам горловины соответствуют различные характеристики. Обычно характеристические кривые довольно пологие, особенно при большом диаметре горловины, что говорит о высокой зависимости между подачей струйного насоса и давлением на приеме или выкиде. Поскольку дав­ление зависит от плотности и вязкости жидкостей и от присутствия газа, расчет работы насоса сложен и требует численного решения.

Размер кольцевого отверстия у входа в горловину определяет площадь поперечного сечения сопла и горловины. Чем этот размер меньше, тем выше скорость добываемой жидкости, проходящей через сечение. Известно, что давление в жидкости обратно пропорционально квадрату скорости ее движения и при больших скоростях оно достигает давления насыщенного пара. В жидкости начинают образовываться пузырьки пара

Установки струйных насосов обладают рядом существенных преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации:

- простота и компактность скважинного оборудования;

- отсутствие движущихся частей, кабеля и насосных штанг;

- высокая надежность скважинного оборудования, большой меж­ремонтный период работы;

- простота регулирования отбора продукции скважины;

- замена насоса без подземного ремонта; подача в скважину необходимых реагентов и тепловой энергии с рабочей жидкостью;

- доступ на забой без подъема скважинного оборудования;

- создание требуемых депрессий на пласт;

- проведение гидродинамических исследований в скважине и оптимизация отбора жидкости;

- добыча нефти из малодебитных скважин - менее 10 м³/сут;

- минимальные затраты на подъем жидкости при дебитах до 150 м³/сут;

- эксплуатация скважин в осложненных условиях (высокая температура, высокий газовый фактор, высокое давление насыщения нефти газом, большая вязкость откачиваемой продукции, большая глубина, соле- ипарафиноотложения, высокое содержание песка, низкая проницаемость коллектора, нестабильный приток жидкости из пласта, большая кривизна скважины вплоть до горизонтали).

В настоящее время разработкой, испытанием и промышленным внедрением насоса данного типа занимаются отечественные фирмы (ОКБ БН, "НАМ и К⁰", "СОНТЕКС" и др.).

Ниже приведены технические характеристики отечественных УСН и условия их эксплуатации.

 

Таблица 3.4 – Технические характеристики струйных насосов

Характеристика	Установка струйных насосов ЗАО "НАМ и К0"	Установка струйных насосов ОКБ БН
Производительность, м3/сут	До 300
Давление рабочей жидкости, МПа	До 20	8-17
Давление на выкиде из насоса, МПа	10-26
Глубина спуска, м		до 1000
Диаметр насоса, мм	107	90

 

Есть и отрицательные стороны при применении струйных насосов:

- высокая цена оборудования (в 2,2 раза дороже, чем ШСНУ, и в 1,5, чем УЭЦН, при прочих равных условиях);

- необходимость привлечения для обслуживания персонала высокой квалификации.

Принцип работы всех УСН заключается в следующем. Рабочая жидкость под высоким давлением подается в сопло и истекает с высокой скоростью (до 300 м/с). При этом создается область разрежения и добываемая жидкость через горловину всасывается в диффузор. Диаметр диффузора в несколько раз (4-6) больше диаметра сопла, и поэтому скорость жидкости быстро падает. Происходит обратный процесс перехода кинетической энергии жидкости в потенциальную энергию ее подъема на поверхность.

Давление зависит от плотности и вязкости жидкостей и от присутствия газа, расчет работы насоса сложен и требует численного решения.

Струйно-насосная установка представляет собой насосную систему механизированной добычи нефти, состоящую из устьевого наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование включает сепаратор, силовой насос, устьевую арматуру, КИП; погружное оборудование - струйный насос с посадочным узлом (рис. 3.35).

Струйный насос (рис. 3.35) приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости (лучше нефти или воды), нагнетаемой в НКТ 1, соединенные с соплом 2. При прохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором 4 приобретает большую скорость (до 300м/с) и поэтому в каналах 3 снижается давление. Эти каналы соединены через полость насоса 5 с подпакерным пространством 6 и пластом, откуда пластовая жидкость всасывается в насос и смешивается в камере смешения с рабочей. Смесь жидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается на поверхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрических рядах труб) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости.

Насос может откачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в сложнейших условиях (высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количества свободного газа и песка в продукции и т.д.).

По данным НИПИ Гипроморнефтегаз срок службы струйного насоса в абразивной среде не менее 8 мес., теоретический отбор жидкости до 4000 м³/сут. максимальная глубина спуска - 5000 м, масса погружного насоса 10 кг.

 

Рисунок 3.35 – Струйно-насосная установка:

1 – струйный насос; 2 – ловитель; 3 – силовой насос; 4 ‑ сепаратор; 5 – продуктивный пласт

 

 

Рисунок 3.36 - Схема струйного насоса:

1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - сопло; 3 ‑ каналы; 4 ‑ диффузор; 5 - входная часть насоса; 6 ‑ подпакерное пространство

 

Разработка конструкций струйных насосов идет по пути размещения силовых агрегатов в скважине (погружные агрегаты) и на поверхности. Применение погружных агрегатов ведет к уменьшению габаритов установки, снижению ее металлоемкости, повышению КПД. Однако помещение агрегата на устье создает лучшие условия для контроля и регулирования, а также для использования давления столба жидкости в скважине в качестве части рабочего давления.