Повышение эффективности насосных скважин

ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ

 

Из  насосов  наиболее  распространены  штанговые глубинные насосы (ШГН), поверхностная часть которых  выглядит  как  известные  многим  «качалки».   Именно   станок-качалка   относится   к   числу основных  рабочих  элементов  ШГН.  Этот  элемент установки   является   приводом   насоса,   который располагается  в  скважине.  Принцип  его  действия можно сравнить с принципом действия поршневого устройства.

 

В   ШГН   возвратно-поступательные   движения преобразуются   в   поток   нефти,   поступающей   от забоя  к  устью.  Станок-качалка  приводится  в  движение с помощью электрического двигателя через ременную  передачу.  Через  систему  штанг  он  соединен  с  плунжерным  насосом,  расположенным  в скважине. При движении насоса вверх происходит открытие  всасывающего  клапана,  и  нефть  поступает  внутрь.  При  движении  вниз  всасывающий клапан  закрывается,  а  открывается  нагнетательный, который расположен в верхней части насоса. Нефть проходит через клапан и попадает в колонну насосно-компрессорных   труб.   После   этого   цикл повторяется,  а  нефть  постепенно  двигается  к  поверхности.  Основными  преимуществами  данного способа  добычи  являются  высокий  КПД  и  отсутствие строгих требований по содержанию в нефти инородных  включений.  Главный  недостаток  этих установок – проблемы, связанные с механическими повреждениями системы штанг.

 

При эксплуатации скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются строгие требования, которые есть при других способах эксплуатации.   Штанговые   насосы   могут   качать нефть,  характеризующуюся  наличием  механических  примесей,  высоким  газовым  фактором  и  так далее.  К  тому  же  данный  способ  эксплуатации  отличается высоким КПД.

 

Преимущества штангового насоса заключаются в том, что он дешевый, надежный, простой в сборке и эксплуатации. Среди недостатков отметим, что штанговый насос не рассчитан для больших дебитов,  не  может  эксплуатироваться  в  искривленных скважинах, продуктивен только один цикл его работы.

 

В  России  изготавливаются  станки-качалки  13 типоразмеров по ГОСТ 5688-76.

 

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАСОСЫ

 

Однако  в  России  сегодня  большая  часть  нефти добывается  с  помощью  погружных  электрических насосов,  а  именно  установок  электроцентробежных  насосов  (УЭЦН)  и  винтовых  электронасосов (УЭВН).

 

УЭЦН  применяют  тогда,  когда  необходим  отбор  больших  объемов,  а  УЭВН  –  когда  имеется необходимость  отбора  нефти  с  повышенной  вязкостью. В обоих случаях привод насоса в действие происходит  с  помощью  электрического  двигателя, расположенного в скважине. Подвод электроэнергии к нему осуществляется по специальному кабелю.

 

Конкурентоспособности   УЭЦН   в   сравнении   с ШГН  или  газлифтной  системой  добычи  добавляет тот  факт,  что  эти  установки  обладают  большим КПД  при  больших  подачах.  Данный  вид  добычи, как  и  любой  другой,  не  застрахован  от  образования   смоло-парафинистых   отложений.   Борьба   с этим  явлением  происходит  с  помощью  специальных  скребков  или  напылением  особого  покрытия на  внутреннюю  поверхность  колонны  труб.  Насос УЭЦН может иметь от 80 до 400 ступеней. Соответственно,  чем  больше  ступеней,  тем  больше  мощность  насоса.  При  больших  подачах  УЭЦН  имеют достаточный   КПД,   позволяющий   конкурировать этим  установкам  со  штанговыми  установками  и газлифтом.

 

Электродвигатель,  расположенный  над  насосом,  полностью  герметичен  и  обладает  гидрозащитой  от  попадания  пластовой  жидкости  внутрь устройства.    Кабель,    по    которому    происходит подвод  электроэнергии,  имеет  круглое  сечение  в верхней  части  и  немного  сплющен  возле  насоса. Количество  оборотов  такого  двигателя  достигает 3000 при частоте в 50 Гц. На поверхности скважины располагается  трансформатор,  который  повышает напряжение  до  400-2000  В.  Рядом  расположена станция  управления,  фиксирующая  основные  характеристики  работы  насоса.  С  ее  же  помощью можно отключать УЭЦН в ручном или автоматическом режиме.

 

Для  того  чтобы  не  происходил  отток  жидкости при  остановках  насоса,  в  эксплуатационной  колонне  монтируется  обратный  клапан.  А  для  слива имеющейся жидкости в скважине имеется сливной клапан.

 

Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и достигает 600 суток.

 

Итак, подведем итог, главное достоинство ЭЦН – это гибкость системы. Он может использоваться в условиях низкого  забойного давления, надежно функционировать  в  изогнутых  скважинах,  может использоваться на шельфе.

 

Такой  насос  работает  в  экстремальных  условиях,   как,   например,   высокая   температура   на забое,    добиваясь    этого    путем    использования альтернативных  материалов.  Кроме  того,  он  может  использоваться  в  условиях  коррозии  и  солеотложений опять же при помощи альтернативных материалов.

 

Главные недостатки ЭЦН связаны с высокотемпературными режимами. Например,  должны быть определены и учтены ограничения температурных режимов кабеля, не должно быть ограничений по напряжению для необходимой мощности. Использование  станций  управления  на  постоянной  частоте снижает гибкость процесса добычи. Высокое газосодержание снижает продуктивность системы. Высокое содержание механических примесей приводит  к  быстрому  износу  и  преждевременному отказу оборудования.

 

УЭВН,  как  говорилось  ранее,  применяют  в  тех случаях,   когда   имеется   необходимость   добычи вязкой нефти. Для повышения эффективности работы для извлечения вязких жидкостей используются  скважинные  винтовые  насосы  с  погружным электродвигателем.

 

Установка    скважинного    винтового    насоса, подобно  установке  ЭЦН,  имеет  погружной  электродвигатель  с  компенсатором  и  гидрозащитой, винтовой   насос,   кабель,   обратный   и   сливной клапаны    (встроенные    в    НКТ),    оборудование устья,   трансформатор   и   станцию   управления. За  исключением  насоса  другие  части  установки идентичны.

 

При  этом  способе  эксплуатации  борьба  с  отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных  скребков,  а  также  путем  нанесения  покрытия на внутреннюю поверхность НКТ.

 

Преимущества погружного винтового насоса:

 

•    Хорош для работы с газом и вязкой жидкостью.

 

•    Относительно дешевый.

 

•      Обычно  надежен  при  правильной  эксплуатации.

 

Недостатки:

 

•    Ограниченный диапазон дебита.

 

•    Эластомер может быть поврежден мех.примесями.

 

•    Штанговый привод бесполезен в искривленных скважинах.

 

•    Электропривод имеет низкие обороты.

 

ДРУГИЕ ТИПЫ НАСОСОВ

 

Особый вид насосов, завоевывающий широкое признание, – это гидравлические струйные насосы. Пожалуй, среди всех гидравлических машин струйные  насосы  можно  назвать  самыми  простыми  по конструктивному исполнению. Они не имеют движущихся  деталей,  которые  подвержены  износу, просты в эксплуатации и ремонте. Обычно они работают как безобсадные насосы только с одной магистралью  и  не  требующие  газоотвода.  Основные рабочие детали гидравлического струйного насоса: форсунка, горловина и диффузор.

 

Эксплуатация   струйного   насоса   без   подъема рассчитана на продолжительное время от полугода до года.

 

Известно, что в струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный  поток  с  переменным  давлением.  Поток, соединяющийся  с  рабочим  потоком  из  камеры низкого давления, называется инжектированным. В  струйных  аппаратах  происходит  превращение потенциальной   энергии   потока   в   кинетическую, которая  частично  передается  инжектированному  потоку.

 

Кинетическая энергия этого смешанного потока далее  преобразуется  в  диффузоре  в  статическое давление,  чтобы  обеспечить  подъем  жидкости  из скважины.  В  качестве  рабочей  жидкости  можно использовать нефть или воду.

 

Установки    погружных    диафрагменных    электронасосов      предназначены      для      эксплуатации малодебитных  скважин  преимущественно  с  пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми   и   наклонными   стволами   с   внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм. Содержание попутной воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальная массовая концентрация  твердых  частиц  2  г/л;  максимальное  объемное содержание  попутного  газа  на  приеме  насоса  10%; максимальная концентрация сероводорода 0,001%.

 

Современные  установки гидропоршневых насосов  позволяют  эксплуатировать  скважины  с высотой  подъема  до  4500  м,  с  максимальным  дебитом до 1200 куб. м/сут. при высоком содержании в скважинной продукции воды.

 

ВОПРОСЫ ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЯ

 

Насосная установка – часть бурового комплекта, поэтому вопросы комплектации и импортозамещения целесообразно рассматривать в комплексе. Анализ  показывает,  что  импортозамещение  в  области  поставок  комплектных  буровых  установок может   быть   реализовано   уже   в   краткосрочной перспективе  с  увеличением  доли  российских  поставщиков до 70% рынка, а в среднесрочной – и в объеме 100%.

 

Намного сложнее обстоит дело с импортозамещением  отдельных  видов  комплектующего  бурового  оборудования.  В  краткосрочной  перспективе можно  ожидать  повышения  доли  отечественных поставщиков  систем  силового  верхнего  привода. В среднесрочной перспективе – появления поставщиков  современных  буровых  ключей,  электрических   регулируемых   приводов   переменного   тока высокой  мощности,  комплексных  систем  очистки бурового  раствора,  насосных  установок.  Импортозамещение комплектующих систем общепромышленного назначения возможно реализовать только в долгосрочной перспективе.

 

В  2013  году  общий  объем  рынка  комплектных  буровых  установок  в  России  оценивался  в 40,6  млрд  рублей.  При  этом  доля  отечественных поставщиков  составила  около  29%.  Это  солидная цифра, так как речь идет не о массовом оборудовании,  а  о  дорогостоящих  промышленных  комплексах,  когда  каждый  заказ  выполняется  в  индивидуальном  порядке  и  имеет  высокую  степень кастомизации.

 

Технический   уровень   российского   бурового оборудования   сопоставим   с   зарубежным,   а   в части  соответствия  условиям  российских  месторождений  даже  превосходит  аналоги.  При  этом возможности  российских  поставщиков  бурового   оборудования   вполне   достаточны,   чтобы   в кооперации  с  другими  отечественными  машиностроительными     предприятиями     нарастить выпуск  установок  и  занять  как  минимум  70% внутреннего рынка, а в случае сокращения спроса и все 100%.

 

Так,  ООО  «Транснефть  –  Восток»  начало  опытную  эксплуатацию    уникального    оборудования  – узла редуцирования, разработанного российскими конструкторами.  В  число  компонентов  устройства входят  регулятор  давления,  сильфон  и  запорная арматура.

 

Основной  задачей  новой  разработки  является обеспечение безопасного давления в рабочем интервале при откачке нефти из МН в ходе проведения плановых ремонтных работ.

 

Как  правило,  при  проведении  откачки  передвижными   насосными   установками   статическое давление МН может колебаться от 3,0 МПа и более, при этом уровень допустимого давления на входе в насос не должно превышать 2,0 МПа.   Узлом  редуцирования  можно  поддерживать  давление  на входе  в  насос  в  рабочем  интервале  от  0,7    до  1,8 МПа  –  это  позволяет  обеспечить  максимальный уровень  контроля  за  технологическим  процессом со стороны персонала.

 

Первой площадкой для опытной эксплуатации стали  участки  МН  Восточная  Сибирь  –  Тихий  океан  в  районе  подводных  переходов  через  Ангару и  Усть-Илимское  водохранилище.  Именно  в  этом месте  МН  ВСТО  имеет  большой  перепад  высот  и значительное   статическое   давление   –   более   4 МПа.

 

Проект   для   реализации   был   взят   из   базы конструкторских         разработок         Научно-исследовательского    института    транспорта    нефти    и нефтепродуктов (ООО «НИИ Транснефть»). Начиная с 2010 года, в ООО «Транснефть – Восток» активно реализуется программа по импортозамещению таких позиций, как насосное оборудование, запорная арматура, оборудование для диагностики и проведения ремонта участков МН.

 

Еще один позитивный пример. «Газпромнефть» зарегистрировала  в  Роспатенте  собственное  программное    обеспечение    для    контроля    добычи нефти.   Свидетельства   о   регистрации   получила автоматизированная    информационная    система «Шахматка и техрежим», а также модуль контроля работы  оборудования  в  скважинах  «Мониторинг и  анализ  работы  механизированного  фонда  (Мехфонд)».

 

«Шахматка»  позволяет  хранить  в  единой  базе данных  всю  необходимую  информацию,  собираемую  со  скважин,  включая  ежесуточный  дебит, давление, обводненность и другие параметры. Все данные до занесения в базу проходят проверку на достоверность.

 

До   внедрения   этой   системы   информация   о ежесуточном  дебите  и  других  параметрах  заносилась  в  специальную  таблицу,  которая  называется  на  нефтепромыслах  «шахматкой».  В  связи с  большой  трудоемкостью  процесса  количество данных  было  ограничено,  отсутствовало  единое хранилище  информации  по  скважинам  на  всех месторождениях.

 

Новая   система,   помимо   сбора,   проверки, подтверждения      и      хранения      промысловых данных,  позволяет  формировать  технологический  режим  работы  скважин  на  определенный период,   контролировать   отклонения   от   него, рассчитывать   потенциал   и   выявлять   скважины,  требующие  ремонта  или  оптимизации  производственного   процесса.   Отдельный   модуль –  информационная  система  «Мехфонд»  –  ведет  учет  работы  всего  спущенного  в  скважину оборудования,  сигнализирует  об  отклонениях  и выходе  из  строя,  а  также  ведет  рейтинг  его  надежности.

 

С  новой  системой  работает  уже  больше  600 специалистов   «Газпромнефти»   и   большинство добывающих  предприятий  компании.  До  конца года  планируется  начать  внедрение  системы  в «Газпромнефть Оренбурге».

 

Информационная         система         «Шахматка» и    модуль    «Мехфонд»    являются    частью    собственной   ИТ-системы   контроля   добычи   нефти «Газпромнефти»,   внедрение   которой   ведется   с 2013  года  в  рамках  направления  «Электронная разработка   активов»   (ЭРА).   Система   контроля добычи  необходима  для  автоматизации  процессов  сбора  и  анализа  производственных  показателей,  а  также  планирования  работы  и  принятия решений для повышения эффективности добычи нефти. Регистрацией программного обеспечения, разработанного  компанией,  занимается  ее  научно-технический центр.

 

«Деятельность   нефтяных   компаний   сегодня все  больше  опирается  на  использование  информационных   технологий   и   инноваций.   Поэтому мы  стремимся  разрабатывать,  внедрять,  а  также впоследствии коммерциализировать собственные ИТ-решения,  позволяющие  повышать  эффективность  разведки  и  добычи  нефти,  переработки  и сбыта  нефтепродуктов.  В  этой  работе  мы  опираемся  на  опыт  лидеров  отрасли,  показывающий, что крупные нефтяные компании неизбежно проходят путь от исключительно ресурсных к ресурсно-технологическим  бизнес-моделям,  напрямую участвуя в создании и выводе на рынок новейших технологий»,  –  отметил  начальник  департамента информационных   технологий,   автоматизации   и телекоммуникаций   «Газпромнефти»   Константин Кравченко.

 

Однако  более  углубленное  рассмотрение  вопроса  показывает,  что  расширение  производства буровых установок и даже его сохранение на существующем техническом уровне может столкнуться с серьезными препятствиями, поскольку в составе самих буровых установок критически велика доля импортных комплектующих. С учетом этого фактора  доля  российских  производителей  сокращается до 14-15%.

 

Особую  тревогу  вызывает  то  обстоятельство, что  импортируются  не  какие-то  мелкие  детали и  запчасти,  а  целые  системы  и  относительно  самостоятельные  технологические  узлы.  В  первую очередь   следует   упомянуть   системы   силового верхнего   привода,   которые   получили   широкое распространение на буровых установках с начала 2000-х  годов.  Эти  системы  крайне  необходимы для  обеспечения  безопасности  и  безаварийности при  проводке  сложных  направленных  и  горизонтальных скважин, для комплексной механизации трудоемких   операций   при   работе   с   тяжелыми бурильными  и  обсадными  трубами.  Российские производители   уже   освоили   ряд   собственных конструкций  этого  оборудования,  но  пока  рынок контролируется,  в  основном,  западными  компаниями.

 

В   негативном   направлении   развивается   ситуация  в  области  автоматизированных  буровых ключей.  С  середины  2000-х  годов  с  появлением на  рынке  компактных  зарубежных  конструкций отечественная  продукция  была  практически  вытеснена  с  рынка.  К  сожалению,  невозможно  привести  даже  примеры  перспективных  российских разработок.

 

Предлагаемые   сейчас   российскими   производителями  образцы  «нового»  оборудования  являются  робкими  попытками  модернизации  старых конструкций,  тогда  как  требуются  принципиально иные  технические  решения.  В  результате  доля  основного российского поставщика сократилась в последние годы практически до нуля, за исключением  поставок  ключей  «на  замену»  для  устаревших типов буровых установок.

 

Беспокоит  и  отсутствие  на  рынке  конкурентоспособного  отечественного  оборудования  систем очистки   бурового   раствора:   вибросит,   сито-гидроциклонных  установок,  центрифуг.  Притом  что реализация    современных    технологий    бурения невозможна  без  качественной  очистки  бурового раствора.

 

Эта проблема преследует российских буровиков еще с советских времен. Но ни тогда, ни сейчас отечественная промышленность не предлагает ничего даже   отдаленно   соответствующего   современным требованиям.  В  России  производятся  в  очень  небольшом количестве отдельные образцы очистного оборудования:  линейные  вибросита,  песко-  и  ило-отделители,  центрифуги.  Однако  комплексного  поставщика конкурентоспособного оборудования нет.

 

Все   современные   буровые   установки   оснащаются  системами  привода  переменного  тока  с частотным  регулированием.  До  начала  широкого внедрения  регулируемых  приводов  переменного тока  в  2005-2007  годах  основной  объем  поставок регулируемых  электрических  приводов  (постоянного тока) приходился на российских поставщиков. И,  к  сожалению,  российские  производители  электрооборудования  не  смогли  вовремя  перейти  на выпуск приводов иного типа.

 

В  настоящее  время  практически  все  электросиловое   оборудование   для   основных   приводов высокой  мощности  с  частотным  регулированием импортируется.

Похожие записи

Оставить комментарий