Электровинтовые насосные установки

Преимущества, опыт применения на Туймазинском нефтяном месторождении. Конструкция винтовой насосной установки с верхним приводом на примере установки фирмы "Scheller-Blekman".

Установки винтовых насосов обладают рядом преимуществ перед насосами других типов:

1) По сравнению с УЭЦН при эксплуатации УВН имеет место весьма малое перемешивание перекачиваемой жидкости, что предотвращает образование стойких эмульсий из нефти и воды.

2) Отсутствие клапанов и сложных проходов определяет простоту конструкции и снижает гидравлические потери.

3) Насосы обладают повышенной надежностью (особенно при откачке жидкостей с механическими примесями) вследствие того, что имеют минимальное число движущихся деталей, просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны. Они являются более износоустойчивыми при добыче нефти, содержащей механические примеси, так как твердые частицы, проходя через насос, вдавливаются в эластомер обоймы (статора), который деформируется, но не истирается.

4) При перекачке жидкости повышенной вязкости снижаются перетоки через уплотняющую контактную линию между винтом и обоймой, что улучшает характеристику насоса.

5) Благодаря нечувствительности к свободному газу винтовые насосы идеальны для перекачки высокогазированныхнефтей.

В настоящее время на нефтяных промыслах используют винтовые насосные установки с погружным электродвигателем, а также с поверхностным приводом как отечественного (ОКБ БН), так и импортного производства (фирма "Родемип", Франция; фирмы "CORODMANUFACTURING" и "AMOCOCANADAPETROLEUMLTD", "GRIFFINPUMPS", "ROTALIFT", Канада; фирма "Scheller-Blekman", Австрия).

Применение винтовых насосов в добыче нефти началось в 1960 г. По данным источника, в НГДУ "Туймазанефть" (Башкортостан) были испытаны с положительным эффектом опытные экземпляры различных вариантов винтовых насосов, разработанные ОКБ БН (Москва). Показатели работы опытных экземпляров насосов выглядели так: коэффициент подачи 0,76-0,91; межремонтный период - 169-255 сут. Скважинный насос оснащался приводом, аналогичным погружному центробежному насосу. Конструкция винтового насоса представляла собой два главных узла: стальной винт (ротор) с однозаходной винтовой поверхностью и двухзаходную резиновую обойму (статор), запрессованную в стальную трубу. В процессе вращения ротор совершал планетарное движение — вокруг собственной оси и оси статора. Впоследствии промышленность освоила погружные насосы типа УЭВН5 производительностью 16, 25, 100, 200 м³/сут с напором соответственно 1200, 1000, 1000, 900 м столба жидкости. Однако, насосы не получили широкого применения из-за очень частого выхода из строя обоймы (статора), что приводило к заклиниванию винта и его слому, разрушению опорных подшипников и пяты.

В настоящее время на зарубежном и российском рынках появились винтовые насосы, повторяющие основные технические решения отечественных конструкторов, но более надежные в применении. Это было достигнуто использованием более устойчивых к скважинным условиям конструкционных материалов, в частности эластомеров. Кроме того, в качестве привода был применен не погружной, а наземный электродвигатель, крутящий момент от которого передается ротору насоса колонной штанг.

ОАО "Оренбургнефть" приобрело партию насосов этой конструкции у фирмы "Scheller-Blekman" и с 1996 г. проводит их промышленное внедрение на Тананыкском месторождении, характеризующемся крайне трудными условиями эксплуатации.

Винтовой штанговый насос включает в себя узлы, назначение и конструкция которых следующие.

Газовый сепаратор (рис.) обеспечивает частичную сепарацию газа из жидкости, поступающей в насос, за счет изменения направления ее движения в прием. Он состоит из системы труб, оборудованных приемными и выпускными каналами (рис.).

Якорь (в спецификации фирмы - торсионный анкер) обеспечивает надежную фиксацию насоса в обсадных трубах и тем самым предупреждает произвольное вращение насосно-компрессорных труб в процессе работы насоса.

Винтовой насос состоит из статора 3 и ротора (винта) 4 (см. рис.). Статор представляет собой металлическую трубу, в которую запрессован эластомер - материал, устойчивый к воздействию механических примесей, нефти и коррозионно-активной жидкости. Однако углекислоты и свободный диоксид углерода вызывают разрушение эластомера, поэтому вводится ограничение на содержание этих компонентов в добываемой жидкости, количество которых не должно превышать 1000 мг/л. Ротор представляет собой хромированный однозаходный винт, обработанный с соблюдением весьма малых допусков. Как и у отечественных винтовых насосов, ротор в статоре совершает планетарное движение, что обеспечивает создание между винтом и обоймой отсеченных друг от друга камер, заполненных жидкостью и перемещающихся при движении винта от приема к выкиду.

Насосные штанги 5 (см. рис.) предназначены для передачи крутящего момента от наземного электропривода ротору насоса. Конструктивно они не отличаются от отечественных. Размеры и компоновка колонны рассчитываются по специальной методике. Приближенно можно считать, что при дебите скважины свыше 150 м³/сут и глубине спуска более 1000 м следует применять штанги диаметром 25,4 мм.

Рис. УВН с поверхностным при­водом фирмы "Scheller-Blekman":

1 - газовый якорь; 2 - динамический анкер; 3 - статор; 4 - ротор; 5 - насосные штанги; 6 - НКТ; 7 - невращающийся протектор; 8 - укороченные штанги; 9 - адаптер приводной головки; 10 - одноплашечныйпревентор; 11 - второй сальник; 12 — полированный шток; 13 - взрывозащищенный электродвигатель; 14 - приводная головка; 15 - зажим полированного штока; 16 - муфта; 17 - арма­тура

Насосно-компрессорные трубы используются отечественного производства. Для центрирования вращающейся колонны штанг в насосно-компрессорных трубах и, таким образом, предотвращения истирания НКТ и штанг используют специальные устройства — протекторы. В наклонных скважинах рекомендуется применять невращающиеся протекторы. Количество протекторов выбирается в зависимости от кривизны скважины.

Устьевое оборудование (см. рис.) состоит из фланца 9, на котором монтируются превентор10, второй сальник 11, полированный шток 12, взрывозащищенный электродвигатель 13 с приводной головкой 14.

Превентор является противовыбросовым устройством, перекрывающим колонну НКТ при фонтанных проявлениях. Он приводится в действие вручную.

Второй сальник 11 (см. рис.) встраивается между устьевой арматурой 17 и приводом 13и обеспечивает техническое обслуживание основного сальника приводной головки без отключения насоса. Такая необходимость возникает при низких температурах, вызывающих при остановках скважины замерзание добываемой жидкости в области устья. Конструктивно он выполнен в виде корпуса и набора уплотнительных колец, на которые воздействует грундбукса.

Приводом скважинного винтового насоса является взрывозащищенный электродвигатель14 (рис.), монтируемый на раме и передающий крутящий момент через систему шкивов 11, 13 и клиноременную передачу 12на приемную головку колонны штанг. Некоторые конструкции привода УВН снабжаются редуктором, коробкой скоростей или вариатором, с помощью которых можно изменять частоту вращения колонны штанг.