Текст книги "Организация эксплуатации и ремонта установок электроцентробежных насосов в нефтедобывающей отрасли. Том 1. Эксплуатация"

Глава 4. Прогноз типоразмеров погружного оборудования для оптимальной эксплуатации нефтедобывающих скважин

4.1. Динамика изменения объемов добычи нефти до 2020 года

Таблица 4.1. Динамика изменения объемов добычи нефти, газового конденсата и фонда скважин с 2000 по 2011 гг. и прогноз до 2020 г. по способам эксплуатации

^{*Прогноз.}

Выводы:

1) рост ввода новых скважин (из них более 10% – высокотехнологичные скважины) не компенсирует снижение дебита скважин;

2) при снижении добычи нефти необходимо кратно увеличить МУН (ГТМ, добуривание, ЗБС, изоляция пластов и гидроразрывов и т. д.), применение существующих методов МУН не приводит к снижению добычи нефти, в результате динамика роста фонда низкодебитных скважин кратно больше, чем динамика роста выскодебитных скважин в эксплуатации;

3) для рентабельной добычи нефти из фонда малодебитных скважин необходимо разработать более эффективные и рентабельные насосные установки.

4.2. Распределение насосных установок к дающему фонду скважин в России

Таблица 4.2. Распределение насосных установок по производительности в дающем нефтяном фонде скважин России

4.3. Распределение насосных установок по производительности в дающем фонде скважин России

Рис. 4.1. Диаграмма распределения насосных установок ЭЦН и ШГН по производительности в дающем фонде скважин России: фонд скважин: 1 — ШГН; 2 — УЭЦН; 3 — обслуживаемый фонд скважин СК «Борец»; 4 — полиномиальная (фонд скважин УЭЦН по РФ)

4.4. Анализ распределения механического фонда скважин в России к 2020 г.

Рис. 4.2. Диаграмма распределения фонда скважин по дебиту в России: 1 — дающий продукцию фонд скважин РФ; 2 — полиномиальная (дающий продукцию фонд скважин РФ)

Таблица 4.3. Анализ распределения механического фонда скважин в России, оборудованных погружными установками, по дебиту к 2020 году

4.5. Прогноз распределения механического фонда к 2020 г.

Рис. 4.3. Диаграмма распределения погружных насосных установок по производительности в дающем фонде скважин России к 2020 г.: 1 — обслуживаемый фонд скважин СК «Борец»; 2 — фонд скважин ШГН; 3 — фонд скважин УЭЦН по РФ; 4 — ожидаемый фонд; 5 — полиномиальная (фонд скважин УЭЦН по РФ)

Рис. 4.4. Диаграмма ожидаемого распределения механического фонда скважин в России по дебиту к 2020 г.: 1 — дающий продукцию фонд скважин по РФ; 2 — ожидаемый фонд; 3 — полиномиальная (дающий продукцию фонд скважин по РФ)

Анализ диаграммы распределения механического фонда скважин по дебиту

Кривая распределения скважин по дебиту имеет вид «пилы» с провалами и пиками. Бывают ли в природе такие скачки? Конечно, нет, так как:

1) все кривые (см. рис. 4.4) получены в результате интегрирования производительности насосных установок, спущенных в скважины;

2) у существующих насосных установок технико-экономические параметры не соответствуют фактическим параметрам скважины или продуктивного пласта. Снижение количества скважин с дебитом от 15 до 40 м³/сут доказывает, что в этой зоне существующие установки работают особенно неэффективно, для таких скважин необходимо разработать другие типы погружных насосов;

3) малодебитные скважины можно эксплуатировать более эффективно, если разработать погружную установку и создать депрессию на пласт в соответствии с возможностями продуктивного пласта.

Выводы:

Все проектируемые погружные насосные установки должны регулировать производительность в широких диапазонах и иметь постоянную напорную характеристику, не зависящую от производительности и глубины спуска.

Сегодня из-за отсутствия соответствующих насосных установок с производительностью от 15 до 50 м³/сут с соответствующими технико-экономическими параметрами (ШГН с такой производительностью мало приспособлен работать в скважинах с глубиной до 2500 м и в наклонно-направленных скважинах, а у ЭЦН – низкий КПД), мы получили «яму» в диаграмме (полиномиальная диаграмма).

За счет установки с широкими возможностями регулирования гидравлических параметров для скважин с дебитом от 1 до 50 м³/сут и в связи с широкой возможностью регулирования производительности насоса с напором от 2000 до 3500 м можно дополнительно добыть не менее 10–20% нефти из существующих малодебитных скважин.

Таблица 4.4. Недостатки установки ЭЦН и ШГН для подъема жидкости из скважины

Таблица 4.5. Укрупненные показатели дающего фонда скважин, оборудованных установками ЭЦН и ШГН по зонам

^{В будущем будет продолжаться тенденция к увеличению низкодебитного фонда. Тенденция к росту ЭЦН при снижении ШГН также будет продолжаться.}

Рис. 4.5. Тенденция к изменению фонда скважин в РФ

4.6. Основные выводы

1. Для завоевания рынка сервиса низкодебитных скважин необходимо разработать установки объемного типа с погружным приводом (в том числе насосы с линейным приводом).

Плунжерные насосы с верхними приводами широко применяются в нефтяной промышленности. Они показали себя с лучшей стороны в осложненных условиях эксплуатации, со снижением давления пластов и увеличением глубины спуска потребность плунжерных насосов с погружным линейным приводом колоссальная.

2. Для удержания завоеванного рынка сервиса среднедебитных скважин сегодня необходимо улучшить технико-экономические показатели существующих электроцентробежных насосных установок с вентильными погружными двигателями или разработать АПЭД дешевые по себестоимости с параметрами, близкими к ВПЭД, работающему в диапазоне до 6000 об/мин. Для повышения конкурентоспособности установок необходимо срочно разработать и выпустить интеллектуальные установки с соответствующим программным обеспечением и дополнительными опциями.

3. Для завоевания рынка сервиса высокодебитных скважин необходимо разработать и выпустить высоконадежные с высокими технико-экономическими параметрами установки, электроцентробежные насосы с вентильными электродвигателями или АПЭД, работающие до 6000 об/мин, включая трансформатор, СУ, КК, погружной силовой кабель и УЭЦН, а также все дополнительные опции.

Глава 5. Конструкция и принцип работы узлов УЭЦН и единые технические требования к ним

5.1. Электроцентробежные насосы

Электроцентробежный насос для добычи нефти представляет собой многоступенчатую и в общем случае многосекционную конструкцию.

Исполнения насосов отличаются материалами рабочих органов, корпусных деталей, пар трения, конструкцией и количеством радиальных подшипников.

Радиальные нагрузки, действующие на ротор, воспринимаются подшипниками скольжения. Осевая сила, действующая на вал насосной секции, воспринимается двусторонней опорной пятой или пятой, установленной в протекторе.

Насосы выпускаются в четырех конструктивных исполнениях:

– насосы обычного исполнения, для откачивания малоагрессивной продукции, содержащей механические примеси 0,1–0,2 г/л;

– износостойкие насосы, для откачивания малоагрессивной продукции, содержащей механические примеси до 0,5 г/л;

– коррозионностойкие насосы, для откачивания продукции, содержащей сероводород до 1,25 г/л;

– коррозионно– и износостойкие насосы

В серийных насосах, выпускаемых российскими изготовителями, используются ступени с наружными диаметрами 75, 80, 90, 100, 110, 118, 122, 156 мм.

В насосах применяют ступени четырех конструкций:

– центробежные;

– центробежно-вихревые;

– центробежно-осевые;

– диагональные.

Наиболее широко применяются центробежные и диагональные ступени.

Центробежно-вихревые ступени ограниченно начали применяться с 1995 г. Данные ступени, по сравнению с центробежными, при одинаковых диаметральных габаритах имеют более высокую напорную характеристику.

Конструктивная особенность центробежно-осевых ступеней заключается в том, что в пространстве между выходом рабочего колеса, входом направляющего аппарата и внутренней поверхностью корпуса размещены дополнительные осевые лопатки в виде вращающегося венца.

Большие потребные напоры, ограниченные диаметральные габариты, массовость изготовления, потребные большие наработки обусловили конструкционные особенности насосов:

1. Использование в конструкции большинства насосов ступени с "плавающим" рабочим колесом. Каждое рабочее колесо не фиксируется на валу в осевом направлении и удерживается от проворота шпонкой. Колесо может свободно перемещаться в осевом направлении в промежутке, ограниченном опорными поверхностями направляющих аппаратов. Колесо опирается на бурты смежных направляющих аппаратов. Это в значительной степени разгружает упорные подшипники вала насоса, так как осевая сила, действующая на рабочие колеса, не передается на вал.

2. Наличие в каждой насосной секции необходимого количества радиальных подшипников для минимизации износа сопрягаемых трущихся поверхностей ступеней. Тонкий и длинный вал секции, испытывая осевое усилие в несколько сотен ньютонов, при вращении теряет свою прямолинейность и стремится принять волнообразную форму. Из-за этого вал секций испытывает дополнительные радиальные нагрузки. Дополнительные нагрузки и вибрация в узлах трения усиливают износ, и неучет этих факторов приводит к существенному снижению надежности насоса.

3. Применение в насосах большой производительности большого количества ступеней.

4. Использование насосов компрессионного типа.

5. Использование в конструкции принципа насосов пакетной сборки ступеней секций.

Соединение валов секций между собой, секции с валом гидрозащиты, нижней секции с валом входного модуля (газосепаратора) осуществляется при помощи шлицевых муфт: прямобочных (рис. 5.1) или эвольвентных (рис. 5.2).

Рис. 5.1. Прямобочная муфта

Рис. 5.2. Эвольвентная муфта

Модуль-секция насоса состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего радиальных подшипников, осевой опоры, головки, основания. Пакет ступеней с валом, радиальными подшипниками и осевой опорой расположен в корпусе, где зажимается концевыми деталями.

Затяжка пакета ступеней в корпусе секции насоса должна быть достаточной, чтобы направляющие аппараты не могли проворачиваться при работе под действием реактивного момента струи жидкости и трения рабочих колес о направляющие аппараты.

Рис. 5.3. Модуль-секция насоса: 1 — вал; 2 — осевая пара; 3 — рабочая пара

Осевая опора в насосах работает в пластовой жидкости. При наличии в откачиваемой жидкости большой концентрации абразивных механических примесей осевая опора может относительно быстро износиться, что существенно снизит надежность работы насоса. Для повышения наработки используется схема, согласно которой, отсутствуют осевые опоры в секциях насоса, а осевая сила, действующая на вал, передается на осевую опору протектора установки. Валы секций насоса, входного модуля (газосепаратора) и протектора опираются друг на друга. Данная схема имеет следующие преимущества:

– осевая опора работает не в пластовой жидкости, а в масле, за счет чего повышается износостойкость осевой опоры;

– снижаются потери на трение в осевой опоре – повышается КПД насоса;

– исключаются дополнительные нагрузки на радиальные подшипники.

Но в насосах описанной схемы довольно быстро могут износиться индивидуальные осевые опоры (шайбы рабочего колеса, бурт направляющего аппарата). В этом случае для повышения износостойкости насоса может быть использована конструкция насоса с фиксированными на валу рабочими колесами (секция компрессионного типа).

До недавних пор в модуль-секции насоса обычного исполнения широко применяли упорный подшипник, состоящий из кольца с сегментами на обеих плоскостях, установленного между двумя гладкими шайбами. Эластичные резиновые шайбы-амортизаторы устанавливаются под гладкие кольца осевой опоры, которые за счет их деформации обеспечивают полное касание поверхностей трения. Кольцо с сегментами изготавливают из графитизированного бельтинга, а гладкие шайбы – из стали.

В настоящее время в осевых опорах практически всех насосов используются в качестве материала пары трения твердые сплавы: карбид кремния, карбид вольфрама, двуокись циркония. При этом поверхность трения неподвижного подпятника выполняется гладкой, а на поверхности трения вращающейся пяты делаются радиальные канавки для сгона механических примесей с поверхности их контакта.

При расположении осевой опоры на верхнем конце вала секции может возникнуть износ располагаемого рядом радиального подшипника из-за несооности вала смежной секции. По этой причине изготовители или усиливают радиальную опору верхнего конца вала двойным радиальным подшипником или помещают осевую опору внизу секции на входе. В последнем случае температура жидкости, окружающей осевую опору, существенно меньше температуры жидкости, которая окружает осевую опору на верхнем конце вала, что повышает надежность секции и всего насоса.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковую длину корпусов (2; 3 и 5 м), унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионностойкой высокопрочной стали марки ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку "НЖ", для насосов повышенной коррозионностойкости – из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку "М".

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения – из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа "нирезист". Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насоснокомпрессорной трубы), с другой стороны – фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насоснокомпрессорной гладкой трубы 73 по ГОСТ 633-80 и ГОСТ Р 53365-2009.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 (ГОСТ 633-80, ГОСТ Р 53365-2009).

Модуль-головка с резьбой гладкой трубы 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м³/сут; с резьбой гладкой трубы 89 – более 800 м³/сут.

Насос – это устройство (гидравлическая машина) для напорного перемещения жидкости в результате сообщения ей внешней энергии. Передача энергии потоку жидкости с вала центробежного насоса, вращаемого приводным электродвигателем, осуществляется рабочим колесом с кривыми лопастями (рис. 5.4, 5.5).

Рис. 5.4. Рабочее колесо центробежного насоса

Внутренняя полость рабочего колеса (межлопастные каналы) образуется двумя фасонными дисками и несколькими лопастями.

Диск 1, называемый основным или ведущим, составляет одно целое с лопастями и со ступицей, служащей для посадки и соединения с валом при помощи шпонки. Диск 2 называется покрывающим или передним.

Диски составляют одно целое с лопастями, т. е. рабочее колесо составляет одно целое и изготавливается отливкой.

Рис. 5.5. Рабочее колесо центробежного насоса в разрезе: 1, 3 — фасонные диски; 2 — лопасти; 4 – ступица; 5 — вал; 6 — шпонка

Жидкость, поступая в межлопастные каналы (рис. 5.6), вращающегося вокруг оси 0–0 рабочего колеса под влиянием центробежных сил, перемещается к периферии колеса (рис. 5.7) и выбрасывается в направляющий аппарат (рис. 5.8).

Рис. 5.6. Общий вид рабочего колеса

Рис. 5.7. Схема движения жидкости в рабочем колесе

Рис. 5.8. Вид направляющего аппарата: а — наружный; б — внутренний

Направляющий аппарат служит для направления потока жидкости в приемную часть рабочего колеса, отвода и подачи в следующую ступень насоса.

Рабочее колесо и направляющий аппарат образуют рабочую ступень центробежного насоса, характеризующуюся такими параметрами, как (табл. 5.1):

– производительность Q, м³/сут;

– напор H, м;

– потребляемая мощность N, кВт;

– коэффициент полезного действия (КПД), %.

Таблица 5.1. Характеристики ступени ЭЦН 5-20

Характеристика ступени ЭЦН 5-20 на воде плотностью 1000 кг/м³ при 2820 об/мин.

Как видно из характеристики, рабочая ступень в рабочей зоне при номинальной производительности 20 м³/сут развивает напор 4,4 м, КПД составляет 26%, потребляемая мощность рабочей ступени равна 0,039 кВт.

Рис. 5.9. Характеристика ступени ЭЦН 5-20

При необходимости создания большого напора рабочие ступени собирают в корпусе секции на одном валу последовательно (рис. 5.10).

Рис. 5.10. Схема движения жидкости в рабочих ступенях центробежного насоса: 1–3 — направляющие аппараты; 4–6 — рабочие колеса; 7 – вал насоса; 8 — шпонка

Количество ступеней насоса определяется расчетом, т. е. необходимый напор делят на напор одной ступени

Количество ступеней = H_расч/H_CT.

Исходя из геометрических размеров ступеней рассчитывают длину секций насоса. В основном секции изготавливают длиной 3; 4; 5 м, при изготовлении более длинных секций возникают трудности с перевозкой и монтажом.

Для создания необходимого напора насос комплектуют из нескольких секций.

Насосы изготавливают в следующем исполнении:

– с плавающими рабочими колесами;

– с фиксированными рабочими колесами, т. е. компрессионного типа;

– пакетной сборки.

Секции насосов изготавливают:

– с встроенной осевой опорой;

– без осевой опоры.

Рабочие колеса изготавливают одно– и двухопорной конструкции.

По требованию ТНК-ВР, оборудование разбито на пять групп исполнения.

Детали насосов 2-й группы исполнения изготовлены из материалов:

– корпус насоса изготавливают из цельнотянутой стальной трубы из сталей марок 35 и 40Х;

– тип покрытия корпусных деталей – механическое напыление;

– рабочие колеса и направляющие двухопорные – из материала "нирезист";

– шайбы рабочих колес – из карбонита;

– валы – из к-монеля;

– осевая опора – из карбида кремния;

– верхний, нижний радиальные подшипники – из карбид вольфрама;

– промежуточные подшипники – сталь-бронза (сталь 40X13, бронза 05Ц5С5).

Детали насосов 3-й группы исполнения изготовлены из материалов:

– корпус насоса – из цельнотянутой стальной трубы из сталей марок 35 и 40Х;

– тип покрытия корпусных деталей – эмаль ЭП1267;

– рабочие колеса и направляющие двухопорные – из материала "нирезист";

– шайбы рабочих колес – из карбонита;

– валы – из к-монеля;

– осевая опора – из карбида кремния;

– верхний, нижний радиальные подшипники – из карбид вольфрама;

– промежуточные подшипники – из карбида кремния или вольфрамокобальтового сплава ВК-8.

Рис. 5.11.

Типы, модели, различия по заводам-изготовителям (табл. 5.3–5.5).

Группы исполнения в соответствии с "Техническими требованиями ТНК-ВР" (табл. 5.6).

– Засорение:

а) приемной сетки;

б) рабочих органов насоса;

– заклинивание подвижных соединений из-за солевых отложений;

– срез шлицев вала, муфты;

– срез шпонки;

– износ рабочих поверхностей ступеней насоса.

Рабочей характеристикой погружного центробежного насоса называют графические зависимости развиваемого насосом напора Н, потребляемой мощности N и коэффициента полезного действия насоса η от подачи Q. Паспортную рабочую характеристику получают путем осреднения результатов испытаний на стенде опытной партии насосов при постоянной частоте вращения (например, 2910 об/мин). Испытания проводят на пресной воде плотностью 1000 кг/м³ и динамической вязкостью 1 мПа · с.

В настоящее время принято представлять в каталогах паспортные характеристики для сборки насосов, состоящих из 100 ступеней.

Таблица 5.2. Размеры направляющих аппаратов и рабочих колес, изготовленных методами порошковой металлургии

Таблица 5.3. Размеры направляющих аппаратов и рабочих колес из нирезиста

Таблица 5.4. Размеры направляющих аппаратов и рабочих колес из нирезиста

Таблица 5.5. Размеры направляющих аппаратов и рабочих колес, изготовленных методами порошковой металлургии

Таблица 5.6. Электроцентробежный насос и ЭЦН(В) (для закачки жидкости в пласт)) – технические требования (габарит 3, 4, 5, 5А, 6)

Зная конкретный типоразмер насоса по подаче и число его ступеней, можно пересчитать напор и потребляемую мощность. Например, насос содержит 160 ступеней. Значит, его напор и потребляемая мощность будут в 1,6 раза выше, чем у 100-ступенчатой сборки для одного и того же значения подачи.

На рис. 5.12 представлена паспортная характеристика 100-ступенчатой сборки насоса ЭЦН5-125. Оптимальный режим работы насоса (Q_опт, Η_опт, Ν_опт) соответствует максимальному коэффициенту полезного действия η_mах, рабочая часть (или область рабочих режимов) определяется из условия допустимого снижения КПД насоса (например, на величину 5–7%). В первом приближении можно принять, что область рабочих режимов находится в диапазоне 0,7 ≤ Q/Q_опт≤ 1,2. На практике это условие не всегда соблюдается.

Рис. 5.12. Паспортная гидравлическая характеристика насоса ЭЦН5-125:  – оптимальный режим, соответствующий номинальному

У насоса ЭЦН5-125 оптимальный режим по подаче – 125 м³/сут – соответствует номинальному, который указывается в каталогах и в условных обозначениях УЭЦН. Такое соответствие, характерное для высокопроизводительных насосов, для насосов меньшей подачи наблюдается далеко не всегда. Например, у насоса ЭЦН5-80 номинальный режим по подаче – 80 м³/сут. Однако из паспортной характеристики этого насоса следует (рис. 5.13), что оптимальный режим по подаче составляет около 92 м³/сут. Поэтому несоответствие оптимального и номинального режимов у некоторых насосов необходимо учитывать при подборе скважинного оборудования.

Действительная характеристика ЭЦН при работе в скважине может значительно отличаться от паспортной характеристики, снятой на стенде завода-изготовителя.

Рис. 5.13. Паспортная гидравлическая характеристика насоса ЭЦН5-80: режим: • – оптимальный; ■ – номинальный

Одним из факторов, снижающих реальную характеристику насоса на воде по сравнению с паспортной, является отклонение геометрии и шероховатости проточных каналов ступеней от номинальных значений, предусмотренных чертежами на изготовление насосов. Это происходит как из-за ухудшения параметров литейных форм при массовом серийном производстве насосов, так и вследствие износа рабочих органов ЭЦН при работе в скважине. Характеристика ремонтного насоса, собранного из ступеней, неоднократно поработавших перед этим в скважинах и подвергшихся износу, будет ниже, чем характеристика нового насоса, только что поступившего с завода. Поэтому реальную характеристику насоса на воде перед спуском в скважину можно получить только путем испытаний на стенде цеха проката и ремонта электропогружных установок. Скорректированная таким образом характеристика носит название вероятной характеристики насоса на воде. Для ее построения необходимо по паспортной характеристике насоса выбрать ряд подач, в том числе и подачу в оптимальном режиме Q_опт, и определить для них соответствующие значения напора Н и КПД η. После этого определяют для каждой подачи вероятные значения напора Н_в и КПД η_Β по формулам

где ΔН — снижение напора насоса из-за отклонений геометрии и шероховатости ступеней.

Величину АН можно найти по эмпирической формуле

где Q_опт и Н_опт – подача (м³/сут) и напор (м) насоса в оптимальном режиме по паспортной характеристике.

По полученным соответственным значениям напора, КПД и подачи строят напорную и энергетическую характеристики насоса. Зависимость потребляемой насосом мощности от подачи оставляют неизменной.

Пример построения вероятной водяной характеристики насоса по его паспортной характеристике показан на рис. 5.14.

Рис. 5.14. Построение вероятной характеристики насоса на воде: сплошные линии соответствуют паспортной характеристике; прерывистые — вероятной

В тех случаях, если снижение водной характеристики насоса по сравнению с паспортной не происходит (например, в скважину будет спущен новый насос, только что полученный с завода, причем в сопроводительной документации указана заслуживающая доверия стендовая характеристика данного насоса, полностью соответствующая паспортной), в расчетах подбора оборудования к скважине можно использовать в качестве вероятной паспортную характеристику насоса.