Энергосберегающее оборудование для нефтедобычи

технический директор фирмы  ADVANCED  OIL SOLUTIONS ltd,

кандидат  технических наук,  

генеральный директор ООО «РАМ» ,

кандидат  технических наук,  

г. Юбилейный Московской области

Насосные агрегаты для закачки жидкости в пласт

Для повышения нефтеотдачи пластов чаще всего поддерживают относительно высокое пластовое давление закачкой в пласт подтоварной воды под давлением до 25 МПа. Такой способ  требует больших энергозатрат. Для закачки воды используются  трехплунжерные насосные агрегаты или  центробежные кустовые насосные агрегаты.

Трехплунжерные насосные агрегаты АНТ-150 потребляют 6 кВт.ч  на закачивание кубометра жидкости на глубину 1,5 км, а на 2 км – около 8 кВт.ч, но имеют следующие недостатки:

— регулировка закачиваемых объемов воды осуществляется ручной заменой  плунжеров, что требует остановки агрегата;

— происходят утечки воды через уплотнения  при их износе, и вода попадает в грунт, а замена уплотнений требует остановки агрегата.

Центробежные  насосные агрегаты высокого давления при 20 МПа  потребляют 12 кВт.ч  на кубометр жидкости, закачиваемой на глубину 1,5 км , но при уменьшении объема закачки путем снижения оборотов ротора снижается их КПД. Поэтому эти насосы используются при больших – от 500 кубометров и выше —  объемах закачиваемой жидкости. Кроме того,  рабочие органы насоса подвержены коррозии при работе с жидкостью, содержащей большое количество солей и кислот.

Для ликвидации  упомянутых недостатков применяющихся насосных агрегатов и снижения энергопотребления  разработан диафрагменный электрогидроприводной  насосный агрегат модульного типа вертикального исполнения. Набором таких модулей  можно собирать  модульную станцию поддержания пластового давления (МСППД). Каждый модуль при давлении 20 МПа потребляет 8,5 кВт.ч  на кубометр жидкости, закачиваемой на глубину 1 км. В качестве насосов  используются стандартные диафрагменные гидроаккумуляторы с диафрагмами из материала, стойкого к кислотам и солям. Насосный агрегат включает два и более диафрагменных насосных модуля, которые установлены вертикально на общей раме в блок-боксе с отоплением и вентиляцией.

Основное преимущество таких станций в сравнении с трехплунжерными насосными агрегатами заключается в ступенчатом, в установленных диапазонах, регулировании подачи перекачиваемой жидкости в широких пределах – от 100 до  500 кубических метров в сутки. Станция из двух модулей производительностью по 250 кубометров в сутки каждый содержит четыре электродвигателя маслонасосов мощностью по 40 кВт каждый, что дает возможность ступенчатого их включения и отключения по команде контроллера, настроенного на заданное давление в напорной магистрали станции. Приемистость нагнетательной  скважины и давление могут изменяться по времени в ту или иную сторону: она может повыситься при увеличении добычи из добывающих скважин или наоборот уменьшиться  при снижении  проницаемости  пластов или остановке добычи  на группе  добывающих скважин. Поэтому такое ступенчатое  регулирование в зависимости от давления обеспечивает экономию электроэнергии.

В трехплунжерном насосном агрегате, оснащенном одним асинхронным электродвигателем для привода плунжеров мощностью 160 кВт, ступенчатое регулирование объема закачки по заданному давлению в напорной магистрали нельзя осуществить в принципе из-за невозможности регулировать скорость вращения двигателя в относительно широких пределах.

Модульное  (секционное) исполнение станции обеспечивает ее высокую надежность за счет «горячего резервирования». Отказ одного из насосных модулей не приводит к отказу всей станции, а только к  снижению подачи воды. Неисправный модуль  можно отремонтировать, сохраняя другие модули в рабочем режиме. Для сохранения объема закачки воды устанавливается резервный модуль, который подключается автоматически при отключении отказавшего модуля.

Модульность позволила достичь как высокой унификации элементов насосной станции,  так и  возможности расширения параметрического ряда за счет количества устанавливаемых модулей  насосного агрегата.  Требуемая надежность работы и повышение ресурса установки обеспечиваются также замкнутой системой масляной станции,  высоким уровнем фильтрации масла и поддержанием необходимого диапазона его рабочей температуры, выбором масла с требуемыми характеристиками вязкости,  использования износостойких уплотнительных узлов, а также коррозионностойких материалов и покрытий.

Наличие в составе масляной станции защиты от перегрузок предохраняет от выхода из строя не только саму гидросистему, но также электродвигатели и исполнительные механизмы. Всасывающая магистраль снабжена регуляторами расхода, а нагнетательный коллектор перекачиваемой жидкости снабжен стабилизатором давления для гашения возможных колебаний давления (гидравлического удара).

Точечные установки МСППД в блок-боксах с насосными модулями позволяют:

·      поддерживать пластовое давление на новых месторождениях, не оборудованных  кустовыми насосными агрегатами;

·      регулировать объёмы подачи воды в пласт и пластовое давление путём дистанционного ступенчатого включения-отключения элктродвигателей модулей;

·      значительно сократить  потребление электроэнергии и обеспечить резервирование при аварийном отключении одного из модулей;

·      максимально приблизить  установки к добывающим скважинам, что исключает аварийные разливы подтоварной воды благодаря минимальной протяженности трубопровода до нагнетательной скважины и автоматическому отключения установки по сигналу реле высокого давления при снижении давления;

·      использовать диафрагмы и клапаны золотникового типа из коррозийно-стойкой стали, что обеспечивает перекачки агрессивной жидкости с механическими примесями при сохранении высокого ресурса установки;

·      сохранять высокий коэффициент полезного действия объёмного насоса каждого модуля при изменении производительности установки во всем диапазоне;

—  существенно упростить техническое обслуживание установки благодаря использованию унифицированных узлов и блочной замене гидропривода.

Недавно на технических советах ОАО «Ритэк» и ОАО «РН-Краснодарнефтегаз» приняты решения об опытной эксплуатации трех установок МСППД  для поддержания пластового давления  на месторождениях этих компаний. Начнется эксплуатация к началу осени этого года.

Погружное насосное оборудование

Прогноз добычи нефти в России показывает, что в ближайшие годы суточный дебит примерно 80% эксплуатируемых скважин понизится до 10-20 кубометров. Такая же тенденция прогнозируется и  для стран СНГ, Китая, Канады и США. При суточном дебите скважин от 20 до 50 кубометров для добычи нефти используют центробежные насосы. Однако при снижении дебита скважины менее  20 м³/сутки их применение становится неэффективным.

В настоящее время в малодебитных скважинах используются повсеместно  штанговые глубинные насосы со станками-качалками. Но они обладают следующими недостатками:

— обрыв штанг, который составляет до 40% общего числа подземных ремонтов скважин;

— заклинивание плунжера в цилиндре, составляет  от 20 до 25% всех ремонтных работ;

— износ клапанов, приводящий к снижению подачи  (10 ÷ 15% всех ремонтных работ);

— износы плунжера, труб от трения штангой, устьевого сальника, приводящий к разливу нефти и ухудшению экологии, низкий КПД – 30%.

Из-за перечисленных недостатков добыча нефти  штанговыми глубинными насосами со станками-качалками становится нерентабельной, особенно в труднодоступной местности, где установка станка-качалки затруднительна.

Для  эксплуатации малодебитных скважин центробежными насосами необходимо поддержание высокого пластового давления. Увеличения объема добычи пластовой жидкости с содержанием нефти 8 — 10%  связанно   с большими энергозатратами. Учитывая недостатки существующего насосного оборудования для добычи нефти из малодебитных скважин и добычи высоковязкой нефти, был разработан электрогидроприводный диафрагменный насос (ЭГПДН).  По сравнению со штанговым насосом он потребляет меньше электроэнергии, работает на  глубине до 3000 м,   имеет высокий коэффициент полезного действия (больше 60% ) во всем диапазоне подачи нефти.

Насос прошёл длительные стендовые испытания в скважине с имитацией натурных условий по давлению и температуре в г. Казанлык (Болгария) и подтвердил расчетные  технические показатели. Исходя из результатов стендовых испытаний, можно сделать вывод,  что в случае замены  ШГН со станками-качалками, количество которых в России  составляет  около 68 000 единиц, использование  ЭГПДН позволит вдвое сократить потребление электроэнергии, так как станки-качалки оснащены электродвигателями мощностью не менее 30 кВт, а в ЭГПДН используется погружной электродвигатель  мощностью 16 кВт. Наиболее эффективно использование ЭГПДН   при снижении суточного дебита скважин ниже 20 кубометров,  так как  при этом сохраняется  без изменения уже установленное наземное  и подземное обслуживающее оборудование  — станция управления, трансформатор и кабель.

Сборные поршни для штанговых глубинных насосов

Высокая герметичность штанговых глубинных насосов достигается за счет малого зазора плунжера (0,04  —  0,05 мм) относительно цилиндра и длины плунжера (от 1 м до 3 м), увеличивающейся с  увеличением глубины спуска насоса в скважину. В процессе эксплуатации насоса возможно заклинивание плунжера при увеличенном содержании мехпримесей в пластовой жидкости, что составляет 20 – 25 % от аварийных остановок на ремонт насоса. Кроме того, при большой длине насоса возможен его изгиб в процессе спуска при прохождении через искривленные участки скважины.

Эти недостатки устраняются применением сборных поршней малой длины (350 мм) с уплотнением эксцентрично смещенными кольцами (0,3 – 0,5 мм), поджатыми резиновыми кольцами круглого сечения. Особенно эти преимущества проявляются при добыче нефти с мехпримесями. Применение сборных поршней позволяет уменьшить длину цилиндра при большой длине хода поршня (3 м) и исключить заклинивание  при сохранении высокой герметичности.

Сборные поршни ремонтопригодны путем замены уплотнительных колец, что удешевляет стоимость насоса. Оснащение сборных поршней золотниковыми клапанами также повышает подачу насоса на 15%  по сравнению с шариковыми клапанами и позволяет вести добычу нефти в скважинах с отклонением ствола от вертикали выше допустимого (свыше 70⁰) , и, соответственно, экономить электроэнергию на увеличенный объем добычи нефти.

Уменьшенная поверхность трения сборного поршня  по сравнению с длинным плунжером уменьшает силу трения и нагрузки на штангу, что соответственно увеличивает ее ресурс и МРП насоса, а также исключает остановку насоса по причине зависания плунжера.

Таким образом, опытно-промысловые испытания штанговых насосов со сборными поршнями в ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть» и на нефтепромыслах в Казахстане подтвердили увеличение подачи и ресурса насоса.

Гидроредуктор винтового насоса

Использование погружного автономного электрогидропривода позволило создатьгидроредуктор винтового насоса. За счёт выбора соответствующего соотношениярабочих объёмов шестеренного насоса и гидромотора гидроредукторпреобразует число оборотов приводного электродвигателя, равное 3000об/мин, в 50 ÷ 300 об/мин ротора винтового насоса. Кроме того,использование в гидрозащите гидроредуктора пяты из упорных подшипниковкачения позволяет передать на них осевую нагрузку от ротора винтового насоса

и увеличить его ресурс с одновременным снижением потерь на трение в пяте.

Для оптимизации работы винтового насоса с гидроредуктором в соответствии с  требуемым динамическим уровнем нефтяного столба может быть применен частотный преобразователь станции  управления.  Он позволяет изменять  число оборотов выходного вала редуктора в пределах от 10 до  30% путем изменения числа оборотов приводного электродвигателя маслонасоса гидроредуктора.

Преимущества погружной пары гидроредуктор – винтовой насос:- беспроблемная добыча нефти из наклонных и искривленных скважин;- требует приводной двигатель значительно меньшей мощности (ПЭД16), что обеспечивает снижение потребления электроэнергии, особенно на болльших глубинах;- обеспечивает обороты выходного вала 50÷300 об/мин  без изменения габаритных размеров;- не зависит от климатических условий на поверхности и позволяет вести добычу  нефти при температурах ниже   38°С;- упрощает и ускоряет процесс спуска —  подъема оборудования;- высокий крутящий момент обеспечивает беспроблемный запуск винтового насоса и после длительного перерыва в работе;

— несложный ремонт.

Технические характеристики винтового насоса с гидроредуктором

                                                                   ***

Выпуск первых образцов описанного оборудования был организован в г. Казанлык на базе предприятий, построенных во времена  СЭВ. Были изготовлены первые партии погружного гидроредуктора для привода  винтовых насосов, прошедшие  опытно-промысловые испытания в Болгарии и ОАО «Татнефтеотдача»,  а также  модули для поддержания пластового давления.  Фирма «Нетч Пампс Рус», специализирующаяся на выпуске винтовых насосов и поставляющая их в Россию, приобрела опытные образцы  гидроредуктора и планирует в дальнейшем увеличить объем  заказов для оснащения  ими выпускаемых ею  винтовых насосов.

Разработчики готовы к сотрудничеству со всеми нефтяными компаниями по поставке указанного оборудования, организации пунктов его сервисного обслуживания и продажи лицензий на его изготовление на нефтемашиностроительных предприятиях.