Турбонасосные установки для добычи нефти

Турбонасосные установки предназначены для добычи нефти из скважин средних и высоких дебитов и представляют собой сложный агрегат с лопастной турбиной и центробежным насосом (рис. 6.28).

Турбонасосный агрегат включает в себя лопастную турбину, вал которой соединен с валом центробежного насоса. Турбина приводится в действие при закачке в нее с поверхности рабо­чей жидкости. Центробежный насос отбирает из скважины жидкость и нагнетает ее на поверхность. Рабочая жидкость, отработавшая в турбине, выходит в тот же канал, что и добы­тая жидкость, и в смеси с ней поднимается на поверхность. На поверхности смесь разделяется, и добытая жидкость с нефтью идет в промысловую сеть, а рабочая жидкость (в большинстве случаев вода) поступает в поверхностный насос и далее в сква­жину для привода погружной турбины.

Такие насосы предназначены для отбора больших количеств жидкости из скважин (400—500 м³/сут и более) с относительно малых глубин (в опытных образцах 200—1000 м).

Преимущество такой насосной установки — возможность отбора больших количеств жидкости из скважины при до­статочно высокой эффективности (КПД около 0,3—0,25). При

этом возможна эксплуатация наклонно-направленных скважин. Установка может быть выполнена сбрасывае­мой в скважину при увели­ченной частоте вращения вала. Это существенно сни­жает объем ремонтных работ на скважине.

Однако недостатки этой установки пока не преодо-

Рис. 6.28. Турбонасосная установка для добычи неф­ти

1 - система очистки и под­готовки рабочей жидкости; 2- силовой насос;

3 - устьевая арматура;

4 - скважина;

5 - колонна труб;

6 - турбина;

7 - центробежный насос;

8 – пакер

лены. Большие объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, требуют обустройства ее каналами со значительными проходными сечениями. В скважинах с обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм это трудновыполнимо. На поверхности необходимо организовать очистку и подготовку больших коли­честв рабочей жидкости, что приводит к установке металлоем­кого оборудования, требует затрат на его обслуживание.

Кроме того, существуют особые конструкции турбонасосов для работы при более высоких температурах.

Турбонасосы имеют следующие преимущества:

- отсутствие погружного электродвигателя и кабеля ис­ключает все сложности выполнения спускоподъемных опера­ций в скважинах со значительной кривизной ствола, позволяет использовать турбонасосы для подъема жидкостей с высокими температурами, в том числе из геотермальных скважин;

- незначительная габаритная длина скважинного агрегата по сравнению с электроприводными центробежными насо­сами дает возможность применять его в скважинах с большой интенсивностью набора кривизны, облегчает транспортные и монтажные работы;

- отсутствие клапанов в скважинном насосном агрегате обусловливает использование турбонасоса практически, без ограничений по кривизне ствола скважин вплоть до горизон­тальных;

- подшипники насоса и турбины гидростатического типа, что обеспечивает прочную и надежную работу опоры ротора агрегата; смазка подшипников выполняется предварительно очищенной и подготовленной жидкостью, что защищает под­шипники от воздействия абразивных компонентов скважинной жидкости;

- гибкость регулирования рабочих характеристик, широкий рабочий диапазон плавного изменения подачи насоса;

- возможность применения скважинного турбонасосного агрегата сбрасываемого типа;

- неограниченность глубины спуска турбонасоса;

- в скважину могут вводиться различные химические реа­генты, ингибиторы, деэмульгаторы и др.;

— можно применить различные методы глушения скважин перед подземным ремонтом, в том числе при нахождении турбонасосного агрегата в скважине.

6.21. Сравнение различных способов эксплуа­тации нефтяных скважин

Проблема повышения эффективности выработки запасов углеводородного сырья органически связана не только с реше­нием ряда вопросов по выбору оптимального в данных условиях способа эксплуатации, но и с разработкой новых средств и технологий подъема продукции скважин, таких, например, как тандемные установки.

Относительный выбор наилучшего для данных условий спо­соба эксплуатации является одной из основных задач, особенно в процессе составления проекта разработки месторождения. При выборе способа эксплуатации скважин в качестве основ-

ТабмщабЗ

Сравнительные возможности разных способов эксплуата­ции нефтяных скважин

Факторы осложняющие эксплуатацию	Оборудование для подъема жидкости из скважин
	Штанговые	Электроприводные	Гидроприводные	Газлифт
	Плун­жерные	Винто­вые	Центро­бежные	Диафраг-менные	Поршне­вые	Струй­ные
Море	X	X	XX	XX	XXX	XXX	XX
Пустыня	XX	XX	X	X	XX	XXX	XX
Городская зона		XX	XX	XX	XXX	XXX	XX
Одиночные скважины	XXX	X	X	X	XXX	XXX
Куст скважин	X	XX	XX	XX	XXX	XXX	XXX
Большая глубина	X				XXX	XXX	XX
Низкое забойное давление	XXX	XX	XX	XX	XXX	X	X
Высокая температура	XX				XX	XXX	XXX
Вязкая жидкость	X	XXX			XX	XX	X
Коррозионная жидкость	X	X		XXX	XXX	XXX	XX
Наличие песка	X			XXX	X	X	XX
Солеотложения	X	X	X	XX	XX	XX
Опасность образования эмульсии	XX	XX	X	X	XXX		X
Высокий газовый фактор	X	X			X	XX	XX

Примечание:Оценка работы: 0 - плохо, X - удовлетворительно, XX - хорошо, XXX

ных необходимо рассматривать технические, технологические, эксплуатационные и экономические показатели.

Обобщенные сведения о возможностях разных способов эксплуатации нефтяных скважин представлены в таблице 6.3.

Контрольные вопросы:

1. Основные элементы УЭЦН и их назначение.

2. Характеристика модульных ЭЦН.

3. Что входит в маркировку ЭЦН?

4. Как проводится подбор УЭЦН к скважине?

5. Какие параметры контролируются в процессе эксплуа­тации ЭЦН?

6. Какие виды работ проводятся при монтаже ЭЦН?

7. Как проводится запуск ЭЦН в работу?

8. Методы борьбы с газом при эксплуатации УЭЦН.

9. Устройство и работа газосепараторов.

10.Назначение и принцип работы диспергаторов.

11. Устройство и область применения винтовых насосов.

12. Устройство и область применения гидропоршневых на­сосов.

13. Устройство и область применения диафрагменных на­сосов.

14. Назначение и работа обратного и спускного клапанов в ЭЦН

15. Из чего состоит кабельная линия ЭЦН?

Приложение В

1 - автотрансформатор; 2 - станция управления; 3 - кабель­ный барабан; 4 - оборудование устья скважины; 5 - колонна НКТ; 6 — бронированный электрический кабель; 7 - зажимы для кабеля; 8 - погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 - приемная сетка насоса; 10 - обратный клапан; 11 -сливной клапан; 12 -узел гидрозащиты (протектор); 13 - по­гружной электродвигатель; 14 - компенсатор